Desolation.pdf

1.1 Основные факторы, влияющие на выбор рациональных технико-технологических решений по обустройству морских месторождений углеводородов. Технологические факторы      

целевое назначение скважины вид добываемой продукции; глубина бурения скважин; объем материалов, требуемых для бесперебойного обеспечения буровых и эксплуатационных работ, связанных с автономностью платформы; способ транспортирования нефти и газа (танкер, баржа или трубопровод) и их хранения. требования к пожарной безопасности и охране труда; Гидрометеорологические и географические факторы

     

географическое расположение района строительства; удаленность от берега; глубина воды; наличие ледовых условий; продолжительность межледового периода; течения. Инженерно-геологические факторы

   

геологическое строение места строительства МНГС (физико-механические характеристики грунтов – основной критерий при выборе основания платформы); сведения о современных тектонических процессах в районе работ; степень агрессивности морской воды по отношению к конструкционному материалу фундамента. физико-механические характеристики грунтов, Производственные факторы

     

наличие строительных заводов на берегу (выбор конструкции фундамента или выбор способа его транспортировки от удаленных заводов) наличие временных или капитальных береговых баз для обслуживания строительства МНГС и эксплуатации промысла. Выбор способа монтажа верхнего строения (агрегатный, блочный, интегральный и др.) также зависит от наличия соответствующих подъемно-транспортных и специальных плавучих технических средств. наличие нужных подъемно-транспортных средств (зависят массогабаритные характеристики элементов МНГС, способ монтажа верхнего строения) минимальный объем строительно-монтажных работ в условиях открытого моря. наличие береговой производственно-технологической инфраструктуры; Экологические факторы

  

разработка оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС); минимизация сбросов технологических и хозяйственно-бытовых отходов; создание системы мониторинга.

1.2. Принципиальные особенности обустройства и освоения морских нефтегазовых месторождений Наличие толщи воды (проявление гидросферы). На суше: сколько угодно скважин, все можно пробурить вертикально. На море: поиск решения, которое позволит размещать в одном кусте как можно больше скважин с платформ. Все технологические операции (от бурения до транспорта) приходится выполнять на ограниченной площади палубы платформы (на суше – неограниченное пространство). Поиск оптимальных технологических схем подготовки продукции для транспорта – поэтому платформы многоэтажные. На ней выполняем все технологические операции и. В замерзающей среде все закрытое: вышка, технологическое оборудование, следовательно дополнительные затраты. В море скважины с одной и той же той же точкой входа в пласт нужно проектировать в виде кустов, а конструкция таких скважин будет наклонно-направленной и горизонтальной, количество скважин ограничено количеством платформ. На море зависимость от погодно климатических условий. Транспортировка и обустройство ограниченно межледовым периодом (необходимы ледоколы и платформы ледового класса, что в свою очередь увеличивает капитальные затраты) Стоимость строительства скважин и обустройства на море порядок больше, чем на суше.

1.3. Основные разновидности морских нефтегазовых промыслов. Их преимущества и недостатки. Надземные промыслы: Освоение морских месторождений нефти и газа осуществляют следующими способами: - путем бурения наклонно-направленных, горизонтальных скважин, закладываемых на берегу моря; - образование искусственной суши на морском нефтегазоносном участке путем их засыпки; - осушение морского участка на нефтегазоносной зоне путем сооружения оградительной дамбы с последующей откачкой воды из огражденного участка; Преимущества 1. Исключается необходимость сооружения в море стальных, ж/б платформ, что значительно снижает стоимость 2. Исключаются характерные трудности при строительстве объектов в море и при бурении и эксплуатации скважины 3. Не требуется строительство линий электропередач, связи и подводных трубопроводов. 4. Значительно облегчает условия труда буровой бригады и обслуживающего персонала, повышается степень их безопасности. 5. Исключается угроза возможного загрязнения морской среды при бурении и эксплуатации скважины

Недостатки 1. Не освоишь удаленные участки 2. Засыпку дна моря - только в спокойных бухтах; 3. Для образования суши требуются большие запасы грунта и камня 4. Сложность и капиталоемкость при сооружении дамбы 5. Опасность затопления территории при разрушении оградительной дамбы

Надводные промыслы: Освоение морских месторождений нефти и газа осуществляют следующими способами: - сооружением морских эстакад с приэстакадными площадками; - строительством морских стационарных н/г платформ; - стационарное сооружение в комбинации с тендерными судами; - плавучие и передвижные гидротехнические сооружения для бурения скважин; Преимущества 1. Все работы на морском промысле могут выполняться почти независимо от состояния погоды (эстакады) 2. Нет необходимости прокладки подводных трубопроводов (эстакады) 3. Имеется возможность расширения палубы (СП в незамерзающих акваториях)

Недостатки

1. Технико-экономическая нецелесообразность использования в сложных ледовых условиях (эстакады) 2. Интенсивная коррозия (эстакады, стальные платформы) 3. С увеличением глубин повышается динамичность и материалоемкость, что ограничивает применение платформ на больших глубинах 4. Крупноблочное строительство; интегральное 4. значительные трудности использования ПБУ, строительство ППБУ, БС, и др. для бурения эксплуатационных скважин в сложных ледовых условиях 5. Обеспечивается высокая надежность по конструкционным особенностям

Подводные промыслы: - По конструкции разделяют на «мокрые», «сухие» и гибридные системы. - Могут быть полностью автономными, а также применяться в сочетании со стационарными или плавучими технологическими платформами. Преимущества 1. Является самым перспективным в области морского нефтегазопромыслового дела 2 Позволяет ускорить вывод месторождения на проектную мощность 3. Гибкость технологии добычи из-за возможности быстрой смены оборудования – переход фонтанного на газлифтный способ добычи; 4. Возможность сезонной и непрерывной разработки месторождений

Недостатки 1 Ограничивает мелководность 2. На расстоянии более 1000 км от берега трудно дистанционно управлять 3. В арктических условиях требует создание специальной защитной конструкции 4. Сложность обеспечения транспортировки добываемой продукции без предварительной промысловой подготовки

5. Разработка месторождений с локальными запасами УВ.

Подземные промыслы: При организации подземного промысла морские месторождения нефти и газа осваивают с помощью тоннельно-шахтной или тоннельно – камерной системы, которая включает буровые кусты, транспортный тоннель, связывающий их между собой и береговой рампой, и соединительные камеры для обеспечения разъезда транспортных средств и разводки коммуникаций из тоннеля в буровые кусты. - шахтно-тоннельный способ; - тоннельно-камерный способ; Преимущества 1. Не испытывают трудности, связанные с суровой ледовой обстановкой, штормовыми ветрами и волнениями 2 По сравнению с надводными промыслами незначительные капитальные вложения 3. Трубопроводы прокладываются так же, как и в условиях суши; используется стандартное буровое и технологическое оборудование; 4. Исключается загрязнение моря и атмосферы

Недостатки 1 Необходимость наличия мощных пластов плотных глин (для обеспечения герметичности); 2 Выполнение всех технологических операций в замкнутом пространстве 3. Необходимость обеспечения промысла системой вентиляции 4 Имеется возможность механического разрушения системы от землетрясений 5 Сложность системы эвакуации при пожаре и взрыве.

Процесс освоения может быть интенсифицирован за счет организации и применения комбинированного морского промысла (сочетания подводного заканчивания устьев скважин с размещением основных производственных объектов на технологических платформах или прибрежная часть месторождения осваивается бурением наклонных скважин, заложенных на берегу, а другая часть месторождения, несколько удаленная от берега, осваивается скважинами, расположенными на морских стационарных платформах).

1.4. Методы снижения капитальных вложений на обустройство и эксплуатационных затрат при освоении морских нефтегазовых месторождений 1. Оптимизация количества скважин в кусте, кустов скважин (от количества платформ, наличия технологии). 2. Оптимизация по методам подготовки, которые связаны с транспортом. 3. Учет видов транспорта, выбор оптимального. (однофазный или двухфазный) 4. Сокращение сроков проектирования: проектирование опорной части и верхних строений параллельно разными организациями, если эконом. расчет докажет рентабельность. 5. Сокращение сроков строительства: строительство опорной части и блочных верхних строений параллельно разными организациями, если эконом. расчет докажет рентабельность. 6. Подводно-добычные комплексы, если эконом. расчет докажет рентабельность. 7. Часть видов технологических операций перенести на берег (если берег близко), , если эконом. расчет докажет рентабельность. 8. Чем сложнее платформа, тем больше степень риска (например, если одна платформа на все месторождение) 9. Опережающая добыча (параллельно с бурением) 10. Основной метод – комплексное обустройство нескольких месторождений.

1.5. Комплексный метод обустройства морских нефтегазовых месторождений. Процесс освоения нефтегазового месторождения может быть интенсифицирован за счет организации и применения комбинированного морского промысла, например, сочетания подводного заканчивания устьев скважин на подводных комплексах с размещением основных производственных объектов обустройства промысла и управления на технологических платформах. При применении комплексного метода обустройства необходимо осуществлять:     

кооперацию с существующими береговыми объектами нефтегазодобычи; создание единой системы сбора, подготовки и транспорта добываемой продукции для групп месторождений; создание для групп месторождений единой комплексной системы дистанционного управления морских надводных и подводных добычных комплексов; создание единой береговой базы снабжения материалами, оборудованием и прочим для группы месторождений; создание комплексной многоцелевой службы по обеспечению пожарной, технической и экологической безопасности для группы месторождений.

Для месторождений с малыми запасами возможна система разработки в виде спутников. Несколько малых месторождений обустраиваются с помощью подводного заканчивания, трубопроводы с продукцией от них идут до ближайшего крупного месторождения, оборудованного платформой, на которой производятся все технологические операции. Если месторождения находятся на грани рентабельности, то можно объединить их освоение, построив единую систему транспорта, единую инфраструктуру. Или же использовать освободившиеся мощности с других месторождений для продукции вновь разрабатываемых, снижая за счет этого капитальные затраты на их обустройство.

2.1.Роль шельфа в мировой нефтегазодобыче. Основные регионы морской добычи. Ресурсы шельфовых зон освоены меньше, чем на суше. Объемы добываемой морской нефти составляют 40 % мировой добычи, а газа –30 %. Запасы нефти и газа на шельфе: нефти – 35 млрд. т., газа – 55 трлн. м куб. Интенсивная добыча нефти и газа ведется в акваториях 35 стран, примерно на 700 морских месторождениях, в том числе 160 из них находятся в Северном море, 150 – на шельфе Западной Африки. По нефти на первое место вышел Западно-Европейский регион (26 %), на второе – Латинская Америка (21 %), на третье – Ближний и Средний Восток (19 %). Значительно увеличилась доля Африки за счет Гвинейского залива (13 %), а также Южной и ЮгоВосточной Азии (9 %). Северная Америка (США) дает лишь 7,5 % мировой добычи морской нефти. Основные регионы морской добычи являются шельфы Бразилии, Анголы, Нигерии, Вьетнама, Индии и других стран, в России – шельфы морей Баренцева, Печерского, Карского и ова Сахалин. В Европе, Северной Америке пик добычи нефти прошел, идёт истощение ресурсов, а следовательно роль Мирового океана большая. Также открываются месторождения и на континентальном склоне, где глубины больше 1500м. Ограничения заключается в технике и экономике. Перспективы обнаружения нефтяных залежей - в пермских отложениях (Арктический шельф). В освоении же месторождений Арктики необходимо усилить геологоразведку.

2.2.Акватории морей РФ, на которых в настоящее время ведутся работы по поиску, разведке, обустройству и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Россия обладает самым крупным в мире континентальным шельфом, нефтегазовый потенциал которого составляет почти треть суммарных ресурсов недр шельфа Мирового океана. Более 85 % общих ресурсов нефти и газа российского шельфа сосредоточено в арктических морях. В результате выполненного за последние 20 лет комплекса работ по поиску и разведке морских нефтегазовых месторождений на шельфах: Баренцево море – Штокманское (ГК, зап 4,3 трлн.м3 газа и 37 млн. тонн ГК, 4 Г залежи и 2 ГК, отложения –Юра, ср. гл 2000 м.,проб-но 7 скв), Мурманское (Г, прод. гор.-Триас, выделено 4 прод-ых пласта, ср гл-на залегания 2500-2750 м, запасы г. 120 млрд.м3 ), Ледовое (ГК, прод. гор.Юра, 4 прод-ых гор-та, ср.гл 1900 м., запасы г 400 млрд м3 и конденсата 6 млн т ), Лудловское (ГК, одна г залежь в тер-ых отл-ях ср юры, запасы г. 211 млрд.м3 ); Печорское море – Приразломное (Н, запасы н 80,6 млн. т,. зап г 12,1 млрд. м3, пермскокаменноугольным отложениям, кол-ор карбонатного типа, пред-ен кавернозно-пористыми известняками, 19 разв скв., гл 2200-2500), Северо-Гуляевское (НГ, 3 залежи, глубна 2200 м., зап н. 13 млн. т, запасы г. 52 млрд.м3. ), Долгинское (Н, распол. в терригенных отл-ях верхней перми, проб-но 3 скв, запасы н - 235,8 млн т), Медынское-море (Н, отложения- Девон, запа 516,6 млн т, гл 2300 м, проб-но 4 скв), Варандей-море (Н, Залежь приурочена к карбонатным отложениям нижнепермского возраста, проб-но 2 скв.); Карское море + Обская и Тазовская Губы – Ленинградское (Г, 5 прод-х пластов, альбсеноманского отложения,), Русановское (ГК,7 прод-х пластов, пробурено 2 скв (2550 и 2373 м), нижний мел), Каменномысское-море (ГК, зап. 491,4 млрд м3, сеноман,мел, колек-ор пор-ый), Северо-Каменномысское (ГК, 253,9 млрд м3,12 разв. скв.,сеноман,мел), Семаковское (Г,8 разв. скв.,зап 17 млрд м3, сеноман,мел); шельф Сахалина – Чайво (н. и г. , нижняя часть верхненутовского и нижненутовского комплексов, гл. 1150- 2920 м. 31 скв. вскрыты 10 пл., зап 462 млн.т,ведется доб-ча), Одопту (Н и Г, сост из 3 куполов: Сев-й, Цент-ый и Южный. гл. 1,3-1,5 км. Зап. н 20 млн тонн., г 3 781 млн м3. проб 12 раз-ых скв. 22 залежи. отложения нижненутовского пер-да., коллектор- песч., ведется добча), Аркутун-Даги (н и г. зап н. 462 млн.т. песчаных и песчано- алевролитовых кол. пор. типа нижненутовского подгоризонта, гл. 1680- 2800 м. Откр 12 прод-ых пл.), Пильтун-Астохское (НГК, УВ были выявлены в песчано-алевролитовых пластах-коллекторах нижненутовского подгоризонта на гл 1300-2500 м. В разрезе открыто 30 залежей. проб 3 поиск и 11 разв скв, ведется доб-ча), Лунское (ГК, песч кол-ор пл. дагинского горизонта (средний-нижний миоцен).11 залежей 5 развых скв. запасы 182,4 млн т н и 633,6 млрд м3 г., ведется доб-ча), Киринское (Г и Н, 453 млн т нефти и 720 млрд м3 г,готовится к запуску) Каспийское море: 8 мест-ий и 16 перс-ых структур. В 2010 г введено мест-ие - НГК месторождение им. Ю. Корчагина.( зап. 28,8 млн тонн н и 63,3 млрд . м3 г). Планируется запуск мест-я им. Филановского (н, зап свыше 1 млрд т усл.топл.) Балтийское море - открыто два морских нефтяных месторождения, одно из которых, Кравцовское ( гл 2400 м, проб. 7 скв. нефт. надгоризонт приурочен к верх части среднекембрийских отложений), пром-но экс-ся с 2004г. Черное море – перспективный регион, идут разведки по поиску и разведке. Первоочередными объектами освоения на ближайшие годы могут быть Штокмановское, Приразломное, Каменномысское-море и Северо-Каменномысское. Иностранными компаниями на условиях СРП осваивается ряд месторождений Охотоморского шельфа (Пильтун-Астохское, Лунское, Чайво-море, Одопту-море, АркутунДагинское и др.).

2.3.Особенности геологического строения и основные технико-технологические решения по освоению Штокмановского газоконденсатного месторождения. Открыто в 1988 году. Оно расположено на шельфе российского сектора Баренцева моря, на С-В от Мурманска на расстоянии 600 км. Глубина моря колеблется от 320 до 340 м. Запасы по категории С1+С2 - 3,9 трлн. м3 газа и 56 млн. тонн газового конденсата. Четыре газовые залежи с незначительным содержанием конденсата открыты в верхнесреднеюрских отложениях и относятся к пластовым сводовым. Коллекторами являются мелкозернистые алевритистые песчаники, иногда с прослоями песчанистых алевролитов с достаточно высокими фильтрационно-емкостными свойствами, которые улучшаются снизу вверх. По запасам оно относится к уникальным.Всего было пробурено 7 разв скв. На основании данных сейсморазведки в пределах Штокмановско-Лунинской мегаседловны выделяется осадочный чехол мощностью не менее 15 км. Наиболее древними породами, установленными глубинными сейсмическими исследованиями, являются отложения рифейско-раннедевонского возраста, выполняющие узкие рифтогенные прогибы. На рифтогенном комплексе залегают девонскопермские глубоководные эффузивно-кремнистые и черносланцевые породы. Вышележащие толщи перми и триаса представлены мощными (не менее 5 км) песчано-глинистыми отложениями, отражающими этап лавинного осадконакопления в регионе. Разработка Штокмановского месторождения разделена на три фазы. В ходе выполнения третьей фазы месторождение будет выведено на проектную мощность — 71,1 млрд м3 газа в год. Добыча будет организована с помощью подводных добычных комплексов и специальных технологических платформ судового типа (FPSO/FPU(длина 310 м)) с возможностью быстрого отсоединения и увода с траектории движения айсбергов. Добытый газ будет доставляться по подводным магистральным трубопроводам на берег в район пос. Териберка, где будут расположены завод по производству СПГ (мощность первой линии 7,5 млн тонн в год), портовый транспортно-технологический комплекс и другие производственные объекты. Особенности разработки: 1. Газ добывается через спаренные донные плиты. У каждой из которых имеется по 4 буровых окна; 2. По гибким добычным райзерам добытый газ направляется от донной плиты на судно; 3. Среднеглубинная арка поддерживает райзеры перед подачей на судно; 4. На борту плавучей добычной установки корабельного типа производится переработка газа, а также разделение газа и конденсата; 5. От судна переработанный газ по гибким райзерам отправляется на экспорт; 6. Специальное устройство подключает райзеры к магистральному т/п; 7. Два магистральных трубопровода, транспортируют газ на береговые объекты. Для бурения и заканчивания скважин планируется использовать две морские буровые установки. Запланировано 16 скважин с максимальным углом 80°, максимальной глубиной 2200м и длиной ствола 3400м. Газ в виде осушенного двухфазного потока с технологического судна будет подаваться на береговой завод по СПГ будет подаваться по двухниточному трубопроводу диаметром около 92 сантиметров и длиной 550 километров Схема обустройства Штокмановского ГКМ Газ, добытый в рамках Штокмановского проекта, определен в качестве ресурсной базы для поставок газа по трубопроводу «Северный поток» Для транспортировки газа в единую систему газоснабжения России предполагается строительство газопровода «Мурманск — Волхов», а также сжиженный газ будет отгружаться в танкеры-газовозы и доставляться к потребителям морским путем.

2.4.Особенности геологического строения и основные технико-технологические решения по освоению Приразломного месторождения. Расположено на шельфе Печорского моря, 60 км от пос. Варандей. Глубина моря 19–20 м. Ловушка представляет собой поднятие асимметричного профиля, ограниченное с юго-запада взбросом. Две залежи нефти приурочены к пермско-каменноугольным отложениям и по типу относятся к массивным. Коллектор карбонатного типа, представлен кавернозно-пористыми известняками. Общая мощность известняков продуктивного пласта I (по данным бурения и сейсморазведки) изменяется в пределах 43-85 м, эффективная — 42-85 м, для продуктивного пласта II (по данным бурения) соответственно 49,5-63,0 и 11,1-26,2 м.Покрышками служат глинистые отложения артинско-кунгурского возраста. Материалы переобработки сейсмических разрезов свидетельствуют о более сложном тектоническом строении структуры, чем это представлялось ранее. Так, в ее юго-восточной части выявлена сложная серия разрывных нарушений северо-западного и юго-восточного простирания. Кроме того, выделяются многочисленные слабо выраженные дислокации, которые не поддаются площадному картированию из-за недостаточной плотности сети сейсмопрофилей. В целом разрывные нарушения свода Приразломной структуры отличаются по простиранию, протяженности и амплитуде смещения (от первых метров до 100 м и более). Было пробурено 19 разведочных скв. Извлекаемые запасы нефти этого горизонта по категориям С1+С2 в объеме 80,6 млн. т, Основными особенностями геологического строения Приразломного месторождения, обусловливающими специфику его разработки, являются: 1. Хорошая выдержанность по площади мощности основного продуктивного пласта и его петрофизических свойств.2. Приуроченность повышенных значений пористости и проницаемости коллекторов (повышенной концентрации запасов) к центральной и южной частям месторождения.3. Значительное развитие вертикальной трещиноватости, особенно в северной части месторождения.4. Увеличение отношения вертикальной проницаемости к горизонтальной от центральной части месторождения к северной. Планируется пробурить 40 скважин ( 19 эксплуатационную при максимальном отходе 5,56,0 км, и 16 — нагнетательные, 1 шламовая и 4 резервные). Период эксплуатации составит 20,5 года, суточная добыча нефти — около 16 тыс.т, а годовая добыча 6 млн. т.Транспорт нефти будет производиться танкерами ледового класса от месторождения до терминалов Мурманского морского порта. Особенности освоения: высокие ледовые нагрузки на объекты добычи в Печорском море, неразвитая промышленная инфраструктура в регионе, транспортировка нефти в сложных природно-климатических условиях Все основные работы по его освоению будут осуществляться с одной стальной гравитационной платформы, устанавливаемой в центральной сводовой части нефтяной залежи I продуктивного горизонта. Для обеспечения круглогодичной эксплуатации платформы и транспорта нефти в условиях повышенных ледовых нагрузок и небольших глубин впервые в мировой практике были созданы специализированные челночные танкеры ледового класса дедвейтом 70 тыс. тонн. Транспортно-технологическая система:1. нефть накапливается в танках МЛСП 2. отгрузка нефти с борта платформы на челночный танкер3. транспортировка нефти челночными танкерами ледового класса к Кольскому заливу 4. перегрузка нефти на промужуточный танкер-накопитель «Белокаменка» в Кольском заливе5. экспорт линейными танкерами дедвейтом 170 тыс.т. Платформа состоит из опорного кессона гравитационного типа и верхних строений. Конструктивно кессон разделен на 16 секций поперечными и продольными коффердамами. Эти секции образуют резервуары хранения нефти (номинальной вместимостью 136000 м 3).

2.5.Классификация природных резервуаров, ловушек нефти и газа. Коллектора- пористые, проницаемые породы, способные принимать и отдавать н.,г. и в. при разработке. Для н. и г. природной емкостью служит коллектор, заключенный в плохо проницаемых породах(покрышках). Такой коллектор, заключенный в плохо проницаемых породах, имеющий определенную форму называется природным резервуаром. Природный резервуар- природная емкость для н.,г. и в. внутри которого они могут циркулировать и форма которого зависит от соотношения коллектора с плохо проницаемыми породами. Выделяют три основных типа резервуаров : Пластовый резервуар- пласт- коллектор, ограниченный на значительной площади к кровле и подошве плохо проницаемыми породами

Массивные- представляет собой мощную толщу проницаемых пород, перекрытую сверху и ограниченную с боков плохо проницаемыми породами.

Резервуары неправильной формы- это резервуары,в корых коллектор со всех сторон ограниченные плохо проницаемыми породами

Ловушка углеводородов — часть природного резервуара, способная удерживать скопления углеводородов, вследствие её экранирования относительно непроницаемых гп Выделяются две основных группы ловушек: Структурные: 

-Пликативные - образованы в результате изгиба слоев



-Дизъюнктивные - образованы в результате разрыва сплошности слоев

Неструктурные: 1. Стратиграфические - образованы в результате эрозии пластов-коллекторов и последующем перекрытием их флюидоупором 2. Литологические - образованы в результате литологического замещения пород-коллекторов непроницаемыми породами

2.6.Южно-Карский нефтегазоносный бассейн, геологическое строение месторождений УВ и перспективы Южно-Карская нефтегазоносная бассейн- расположен в южной части Карского моря. Шельф Карского моря является северным продолжением ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции. Данной области открыто 4 месторождении из них 3 газовые (Русановское, Ленинградское, Харасавейское) и 1 нефтяное (Белоостровское). Русановское месторождение было открыто(АМНГР) в 1992 году двумя скважинами глубиной 2550 и 2373 м.. Глубины моря в районе месторождения изменяются от 50 до 100м.. Выявлено семь газоконденсатных залежей в терригенными отложениями танопчинской свиты неоком-аптского возраста нижнего мела. По величине геологических запасов газа Русановское месторождение классифицируется как уникальное. Начальные запасы 3,0 трлн м³ природного газа. Газосодержащими породами (мощность 200-300 м) являются песчаники танопчинской свиты, а региональным флюидоупором – глинистые породы яронгской свиты мощностью до 100 м. Залежи пластовые, сводовые. Ведутся геолого-разведочные работы. (РОСНЕФТЬ) Ленинградское- открыто(АМНГР) в юго-западной части Карского моря в 1990 году. Глубины моря в пределах месторождения изменяются с северо-запада на юго-восток от 80 до 165м. Количество пробуренных скважин на месторождении – две. Залежи на глубине 1700 — 2600 м. В разрезе месторождения в терригенных нижне- и верхнемеловых отложениях установлено наличие пяти залежей, четыре из которых газовые и одна газоконденсатная. Газовые и газоконденсатлые залежи установлены в меловых альб-сеноманских образованиях. Залежи пластовые сводовые. Эти отложения представлены чередованием прослоев песчаников, алевролитов и глин различной мощности. По величине геологических запасов газа Ленинградское месторождение классифицируется как уникальное. Разведанные и предварительно оцененные запасы по категории (ABC1+C2) - 1,05 трлн куб. м газа, 3 млн т конденсата. Ведутся геологоразведочные работы.(РОСНЕФТЬ) Харасавэйское — газоконденсатное месторождение на полуострове Ямал России. Расположено на западном побережье полуострова Ямал, на 1/3 общей площади уходит под воду на прибрежный шельф. Геологические запасы месторождение составляет 1,9 трлн м³ газа. Был разработан проект создания производства сжиженного природного газа (СПГ) на базе месторождения, мощностью до 24 млн. т СПГ в год. Вывозить СПГ предполагалось морским путём на судах-газовозах ледового класса. В настоящее время от реализации проекта отказались в пользу трубопроводной транспортировки газа. Причина- неблагоприятные условия для судоходства в Карском море. Там же рядом Крузенштерн (В пределах месторождения отмечается 22 газоконденсатных пласта в верхнеюрских и меловых (апт, сеноман, неоком) отложениях чехла. Средняя глубина залегания залежей составляет 1500–2500 м, запасы 1,9 трлн м³ газа).

2.7.Месторождения нефти и газа cахалинского шельфа, на которых идет добыча УВ сырья В рамках проекта САХАЛИН-1 предусмотрена разр-ка н и г на северо-восточном шельфе о. Сахалин. Район разр-ки вкл в себя месторождения Чайво, Одопту и Аркутун-Даги (добыча2014 г). Объем извл-ых запасов оцен-ся в 307 млн тонн н и 485 млрд куб. м г. Оператор проекта «Сахалин-1»- ExxonMobil (30 %), другие участники консорциума по его разработке — ОАО «Роснефть» (20 %), ONGC (20 %) и SODECO (30 %). Первая скважина, давшая нефть, была пробурена «Сахалинморнефтегазом» на АркутунДаги в 1989 году. Залежи н., г. и гк в песчаных и песчано- алевролитовых пластах коллекторах порового типа в кайнозойских отложениях нижненутовского комплекса на глубинах 1680- 2800 м. Открыто 12 продуктивных пластов. Транспортировка н будет по новому промысловому трубопроводу, нефть и газ будут перекачиваться на действующий береговой комплекс подготовки (БКП) Чайво, откуда они будут далее транспортироваться по существующим трубопроводам в пункты продаж. Ввод в эксплуатацию месторождения Аркутун-Даги планируется в 2014 году. Предусматривается, что пиковая добыча на этом месторождении составит 4,5 млн. т неф. В окт 2005 года началась добыча н и г на мест-и Чайво Для освоения месторождения Чайво были задействованы буровые сооружения как береговые (БУ «Ястреб»), так и морские (платформа «Орлан») . В июле 2008 года БУ «Ястреб» закончила бурение на месторождении Чайво, было пробурено 20 скважин БОВ. По окончании работ на Чайво БУ «Ястреб» была разобрана, модифицирована и перемещена на месторождение Одопту, где в мае 2009 года приступила к бурению.. Установка платформы «Орлан» была завершена в июле 2005 г., а буровые работы начаты в декабре 2005 г. На платформе предусмотрен минимум сооружений по подготовке продукции, так как вся добываемая продукция подается на БКП Чайво. К настоящему времени бурение с платформы «Орлан» закончено, всего пробурено 21 скважина БОВ. Протяженность ствола большинства скважин на платформе «Орлан» составляет порядка 5,5 км, при этом наибольшая протяженность ствола скважины составляет около 7,5 км Залежи н. и г. выявлены в кайнозойских отложениях нижней части верхненутовского и нижненутовского комплексов, залегающих на глубине 1150- 2920 м. 20-ю скважинами вскрыты 10 прод-ых пластов:1 г, 1 н, 2 гк и 6 г залежей, высота залежей 100-260 м. Коллектор порового типа представлен песчаноалевролитовыми породами. Общие запасы н. 462 млн.т. В настоящее время на северном куполе месторождения пробурена уже 31 скв с длинами стволов от 4348 до 7005 метров. Транспортировка нефти осуществляется по трубопроводу протяженностью 226 км в Хабаровский край. Транспортировка газа осуществляется по сети трубопроводов, собственниками и пользователями которых являются другие компании, для продажи покупателям на Дальнем Востоке России В январе 2011 нефтяная скважина месторождения Одопту-море, проекта Сахалин-1 с длиной 12 345 метров стала самой длинной скважиной в мире Ледовая обстановка в районе месторождения близка к арктической, что затрудняет применение стационарных морских платформ, поэтому его разработку начали в 2008 году, когда с месторождения Чайво перевезли буровую установку «Ястреб». Всего в рамках освоения месторождения предусмотрено 10 скв-н. Средняя длина скв-н на Одопту составляет порядка 9-9,5 км. Одопту состоит из 3 куполов: Северный, Центральный и Южный. Залежи находятся на гл 1,3-1,5 км. Начальные извлекаемые запасы н оцениваются в 20 млн тонн., газа 3 781 млн м3.Было пробурено 12 разведочных скважин. При разработке месторождения Одопту используются наклоннонаправленные скважины для добычи н. На месторождении выявлено 17 прод-ых пл с эффективной мощностью 4-17,5 м. Пласты содержат 22 залежи, из них 5 нефтяных (4 в Северном куполе и пласт в Южном куполе), 3 нефтяных с газовыми шапками (в Южном куполе), 4 газоконденсатных с нефтяными оторочками (2 в Южном,1 Центральном и 1 в Южном куполах) и 10 газоконденсатных залежей (в на Цент-ом и Южном куполах). Продуктивностьть связана с отл-

ями нижненутовского комплекса кайнозойских отложений. Флюидосодержащие пластыпесчаники. С 2010 началась добыча Проект Сахалин- 2 : Лунское и Пильтун- Астохское месторождение. Общие запасы составляют 182,4 млн т нефти и 633,6 млрд куб. м газа (по другим данным — 150 млн тонн нефти и 500 млрд кубометров газа).Оператор Sakhalin Energy. Акционеры ОАО «Газпром», 50% плюс одна акция, Shell 27,5% минус одна акция, Mitsui 12,5% акций,Mitsubishi 10% акций. Проект подразумевает комплексное освоение этих двух месторождений. Лунское (преимущественно газовое мест-е с попутным гк). Залежи н. и гк. Приурочены к песчаным пластам дагинского горизонта(средний-нижний миоцен).На месторождении в 15 пластах открытое 11 залежей, из 10 залежей гк. и 1 гк. залежь с нефтяной оторочкой. Было пробурено 5 разведочных скважин. Добыча ведется с 1999 с пом «Моликпак», + с в рамках второго этапа освоения 2003 начало эксплуатации первой в России морской газодобывающей платформы «Лунская-А» Пильтун- Астохское(главным образом нефтяного месторождения с попутным газом) залежи н, г и гк были выявлены в песчано-алевролитовых коллекторах верхнемиоценовых отложениях на глубинах 1300-2500 м. Глубина воды колеблется от 27 м до 35 м. Инженерно-геологические условия месторождения сложные из-за сложного строения литологических комплексов, довольно высокой сейсмичности и активного проявления литодинамических процессов. В разрезе открыто 30 залежей. Бурение поисковых и раз-ых скв производилось в течение пятилетнего периода (с 19881993 год). На мест-ии были проб-ны 3 поисковые и 11 разведочных скв. В пределах изучаемой бурением площади вскрыто 2800 м нормального разреза неогенового возраста, который подр-тся на миоцен-плиоценовые отложения, предст-ые нутовской свитой. Пласты сложены песчаниками, крупнозернистыми и разнозернистыми слабо сцем-ыми алевролитами. Песчаники и алевролиты части содержат линзы и прослои глины. Добыча ведется с пом БУ «Пильтун-Астохская » Подготовка углеводородов с обоих месторождений производится на объединенном береговом технологическом комплексе, к которому подходят морские нефтегазопроводы со всех трех морских платформ и производится транспортировка нефти и газа по наземным нефтегазопроводам протяженностью 800 км, с севера на юг острова. Производство сжиженного природного газа (СПГ) на первом в России заводе по производству СПГ, расположенном на юге острова Сахалин в пос. Пригородное. Производство сжиженного природного газа (СПГ) на первом в России заводе по производству СПГ, расположенном на юге острова Сахалин в пос. Пригородное. Завод по производству СПГ - первый в России, 9,6 млн тонн СПГ в год, с терминалом отгрузки нефти и СПГ. Весь объем СПГ, производимый заводом, уже продан на 20 и более лет вперед по контрактам, заключенным с 11 покупателями (Япония, Южная Корея, США, Мексика). В «Сахалин-3» входит четыре блока месторождений: Киринский, Венинский, Айяшский и Восточно-Одоптинский на шельфе Охотского моря. Прогнозные извлекаемые ресурсы превышают 700 млн т нефти и 1,3 трлн м³ природного газа. В ближайшей перспективе Киринский блок (453 млн т нефти и 720 млрд м3 газа).

3.1. Классификация морских нефтегазопромысловых инженерных сооружений. 1. Классификация по конструкционным материалам:     

Грунтовые – острова, дамбы, придамбовые площадки Ледовые – острова, платформы Металлические – эстакады, приэстакадные площадки,платформы, ограждающие острова конструкции Железобетонные – эстакады, приэстакадные площадки, платформы, ограждающие острова конструкции Комбинированные – острова, огражденные металлическими или железобетонными блоками, сталебетонные платформы, ледогрунтовые острова и т.д. 2. По конструкции фундаментов:

8. Свайные 9. Гравитационные 10. Свайно-гравитационные 11. Якорные 3. По конструкционным особенностям: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Эстакады и приэстакадные площадки. Дамбы и грунтовые площадки. Стационарные платформы Погружные платформы, СПБУ, ППБУ. Маятниковые сооружения. Сооружения на натяжных опорах. Платформы типа SPAR. 4. По ледостойкости:

1. Ледостойкие. 2. Неледостойкие. 5. По функциональным признакам: 1. Сооружения поисково-разведочного бурения  - для замерзающих морей  - для незамерзающих морей 2. Сооружения для бурения и эксплуатации скважин  - для замерзающих морей  - для незамерзающих морей

3.2. Основные стадии проектирования объектов обустройства. Прединвестиционная стадия 1. Памятная записка (Инвестиционный замысел) включает выражение намерений, замыслов, приведение приблизительных цифр. Ни с кем не согласовывается (проходит только экологическую экспертизу). Состав: - анализ существующих законодательств. - наименование инвестиций - краткая характеристика объекта и его состав - оценка продолжительности инвестиционного проекта. Работы заказчика: - планирование затрат - выбор исполнителя - определение и обоснование нормативно-технической базы и стандартов. На основании памятной записки оценивается жизнеспособность проекта. 2. декларация о намерениях - расписываются намерения и согласуются с местными органами. Заказчик совместно с генеральным проектировщиком вырабатывают задание на проектирование. Содержит характеристику предполагаемых объектов, обоснование социальноэкономической необходимости, источники финансирования, сроки строительства, информацию об инвесторе и местоположении объекта. Состав декларации о намерениях: - декларируется способность разрабатывать какое-то месторождение. - отражаются все экономические показатели. - передается государству. - проходит экспертизу на месте, где собираются строить. - получают согласование о выделении земли или акватории. Между (2) и (3) разрабатывается проект разработки. 3. обоснование инвестиций (согласование с государственными экспертными органами – технадзор, экология и т.д.); Цель разработки обоснования инвестиций – принятие решения о хозяйственной необходимости, технической возможности, коммерческой, экономической и социальной целесообразности инвестиций. По результатам ОИ заказчиком принимается решение о стадийности дальнейшего проектирования, сроках начала строительства. 4. бизнес-план. В БП более детально разрабатывают экономические и финансовые вложения по годам. БП должен обеспечивать подтверждение кредитору, инвестору платежеспособность и финансовую устойчивость предприятия, содержать оценки эффективности инвестиций. Бизнес-план является корпоративным и ни с кем не согласуется, рассматривает совет директоров. Бизнес план определяет: - величину потребительского спроса

- оценки конкурентов компании на рынке - коммерческую оценку возможностей завоевания новых покупателей Содержит объемы финансирования намечаемых мероприятий и структуру источников поступления денежных средств, график возврата кредитов. Инвестиционная стадия 1. проведение тендера; - на проектно-изыскательские работы - на поставку оборудования - на подрядные работы 2. разработка ТЭО (проект; согласование не проводится); Принимается заказчиком после утверждения предыдущих стадий. Рекомендуемый состав: - ПЗ пояснительная записка: Основание для разработки проекта, Исходные данные, Характеристика предприятия - капитальные, эксплуатационные и производственные затраты - финансирование проекта - оценка коммерческой целесообразности реализации проекта. 3. рабочий проект (привязка проекта к конкретным заводам, согласуется подрядчиком + конструкторская документация самого завода); Рабочая документация разрабатывается в целом на строительство. В ее состав должны входить: -рабочие схемы; -сметные расчеты. 4. разработка производственной документации. По постановлению от 16 февраля 2008 г. N 87 О СОСТАВЕ РАЗДЕЛОВ ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ проект должен содержать следующие разделы.      

ПОС (Проект организации строительства) ООС (Охрана окружающей среды) МОПБ ( Мероприятия обеспечения пожарной безопасности) ГОЧС (Гражданская оборона и чрезвычайные ситуации) КиОПР (Конструктивные и объемно-планировочные решения) для моря не выполняется СПОЗУ (Схема планировочной организации земельного участка) для моря не выполняется

3.3. Нефтегазопромысловые инженерные сооружения для строительства морских разведочных и эксплуатационных скважин.

Морские нефтепромысловые сооружения Сооружения для поисково разведочного бурения Для незамерзающих морей Грунтовые искусственные острова Погружные буровые установки СПБУ

ППБУ Буровые суда

Для замерзающих морей Ледостойкие грунтовые искусственные острова Ледовые искусственные острова ППБУ на насыпной берме с ледозащитным устройством Погружные ледостойкие платформы Ледостойкие плавучие буровые установки Ледовые платформы

Сооружения для бурения эксплуатационных скважин Для незамерзающих морей Грунтовые искусственные острова

Для замерзающих морей Ледостойкие грунтовые искусственные острова

Грунтовые дамбы с площадками

Тоннели и шахты

Эстакады с площадками

Ледостойкие свайные стационарные платформы

Свайные стационарные платформы Гравитационные стационарные платформы Глубоководные платформы с подводными поплавковыми понтонами Платформы на натяжных опорах Сооружения подводных промыслов

Ледостойкие гравитационные платфомы

3.4. Современные глубоководные шельфовых нефтегазовых месторождений

платформы,

используемые

для

освоения

Глубоководные платформы подразумевают ставятся на глубине моря свыше 300 м. Платформы способные бурить на большой глубине 1. ППБУ. 2. Сооружения на натяжных опорах. 3. Платформы типа SPAR. 4. Некоторые виды гравитационных платформ (Платформа Троль) Плавучая буровая установка, находящаяся во время бурения на плаву. Представляет собой конструкцию из водоизмещающих понтонов различной конфигурации, находящихся ниже поверхности воды, и надводного корпуса с производственными и жилыми помещениями, укрепленного на стабилизирующих колоннах, обеспечивающих устойчивость установки. Наиболее распространены ППБУ с 3, 5, 6 или 8 стабилизирующими колоннами, обычно цилиндрической формы (диаметр 10-12 м). Бурение с ППБУ обычно ведут в районах, свободных ото льда, с подводным расположением устья скважины, на глубинах, как правило, до 200 м, хотя существуют установки для глубин 450 м и более. Платформа с натяжным вертикальным якорным креплением или TLPконструкция удерживается в точном месте эксплуатации с помощью системы натянутых тросов, сгруппированных по периметру основания. Натяжные элементы служат достаточно жесткими опорами – имея низкую осевую эластичность, они практически исключают вертикальное смещение платформы. Такой тип креплений и фактическое отсутствие вертикальных смещений платформы позволяют напрямую прикреплять устья скважин к скважинам с помощью жестких труб. Устья в этом случае размещаются на палубе платформы , а не на морском дне, что делает процесс бурения скважин более дешевым и обеспечивает лучший контроль над процессом добычи. Для сооружения подводных оснований TLP используются в основном плавучие материалы, наиболее часто – железобетонные кесонные корпуса. TLP-установки могут работать на глубинах до 2100 метров. Платформы с подводным основанием цилиндрического типа относятся к самым крупным оффшорным установкам, а также к самым современным технологическим решениям для глубоководной добычи. Эти огромные сооружения состоят из большого цилиндра или штанги, поддерживающей типичную верхнюю надстройку буровой. Цилиндрическое основание не простирается до дна, а укреплено на плаву с помощью кабелей и тросов, выполняет задачу стабилизации платформы, учитывая ее перемещения на воде Способ укрепления SPAR-платформ на морском дне очень похож на систему заякоревания платформ типа TLP, но без использования жестких негнущихся тросов. Может работать на глубинах до 2500 м.

3.5. Гравитационные морские стационарные платформы (ГМСП) Гравитационные МСП отличаются от металлических свайных не только конструкцией, но и технологией изготовления, способом транспортировки и установки в море. Устойчивость ГМСП под влиянием внешних нагрузок от волн и ветра обеспечивается их собственной массой и массой балласта, поэтому не требуется их крепления сваями к морскому дну. ГМСП применяют в акваториях морей, где прочность основания морского грунта обеспечивает надежную устойчивость сооружения. ГМСП - очень массивное сооружение, которое состоит из двух частей: верхнего строения и опорной части. В опорную часть входит одна или несколько изготовленных из железобетона колонн цилиндрической или конической формы, опирающихся на многоячеистую монолитную базу, которая состоит из ячеек-понтонов, жестко связанных между собой, и заканчивается в нижней части юбками с развитой общей опорной площадью на морское дно. Длина опорной многоюбочной плиты 180 м, ширина достигает 134,3 м Этапы строительства гравитационной платформы типа "Кондип":       

изготовление железобетонного основания в сухом доке глубиной 10 м; буксирование основания из дока на глубоководную якорную стоянку; изготовление стен ячеек; строительство верхних крышек ячеек; завершение строительства железобетонной опорной части; погружение железобетонной конструкции при помощи балласта для стыкования с палубой; операция стыкования завершена, в результате удаления балласта железобетонная конструкция приподнята над баржами. К достоинствам ГМСП относятся:

    

время их установки в море составляет примерно 24 ч вместо 7—12 мес, необходимых для установки и закрепления сваями металлических свайных платформ; плавучесть и наличие системы балластировки позволяют буксировать ГМСП на большие расстояния и устанавливать их в рабочее положение на месте эксплуатации в море без применения дорогостоящих грузоподъемных и транспортных средств; возможность повторного использования на новом месторождении; повышенные огнестойкость и виброустойчивость, высокая сопротивляемость морской коррозии, незначительная деформация под воздействием нагрузок и высокая защита от загрязнения моря. ГМСП применяют в различных акваториях Мирового океана, особенно широко они используются в Северном море.

3.6. Основные конструкционные аспекты нефтегазопромысловых инженерных сооружений

ледостойких

и

неледостойких

Неледостойкие плаформы имеют в совновном проницаемую для волн и течений конструкцию из стальных труб. Имеют свайные основания для устойчивости. Таким образом значительно повышается сопротивление сооружения волновым нагрузкам и течению. Для ледестойких сооружений требуется его круглогодичная эксплуатация на шельфе северных и замерзающих морей. Несколько приемов для уменьшения воздействия льда на сооружение: -уменьшение числа опорных элементов в раоне ватерлинии или сужение конструкции основания. -установка защитных кожухов вокруг опор для предотвращения их повреждения от истерющего действия льда. - придание опорному оснванию конусной формы для того чтобы ледовое поле работало на изгиб. Так оно лучше разрушается. По способу противодействия давлению льда

3.7. Нефтегазопромысловые инженерные сооружения для освоения мелководного шельфа Мелкосидящая баржа с буровым комплексом Баржа с выдвижными опорами представляет собой плавучий буровой комплекс, с 4-мя выдвижными парными опорами, опирающимися на дно моря. Баржа рассчитана, как гравитационное сооружение, которое после окончания бурения на одной точке может быть перемещена на другую точку. Время установки на дно моря — 6 часов, снятия с точки бурения — 12 часов. Постройка баржи предусмотрена на Тюменском судостроительном заводе. Основное преимущество использования баржи с выдвижными опорами - это наличие опоры на дно моря в сравнении с необходимостью погружения и установки баржи на грунте, постоянство положения надводной части над водой независимо от глубины водоема и хорошая остойчивость при буксировке Установка и подъем выдвижных опор производятся собственными силами без привлечения дополнительных технических средств и оборудования. Бурение с баржи в зимнее время - можно осуществить с использованием искусственной ледовой защиты - ледяной дамбы (рисунок 7.2) или точечной ледовой защиты (рисунок 7.3), надежно посаженной на дно и предназначенной для защиты буровой баржи от навала ледовых полей (служит буфером между сооружением и дрейфующим льдом). Наваливающийся лед разламывается с внешней стороны дамбы, передавая всю нагрузку на дно. СПБУ для бурения на мелководье в ледовых условиях Комплекс содержит ледостойкое опорное основание, состоящее из водоизмещающих секций, и верхнее строение, смонтированное на опорном основании с возможностью вертикального перемещения по опорным колоннам, выполненное в виде автономной самоподъемной плавучей буровой установки, имеющей корпус, опорные колонны с механизмом подъема и буровую вышку. Опорное основание выполнено составным из опорной и ледоломной частей, причем ледоломная часть выполнена с возможностью размещения и стыковки с верхней частью опорной части основания под днищем установленной на опорной части самоподъемной плавучей буровой установки. Корпус установки установлен с опиранием по периметру на ледоломную часть основания для обеспечения минимального прогиба корпуса в его средней части. Способ включает изготовление, транспортировку и установку ледостойкого бурового комплекса для освоения мелководного континентального шельфа. Технический результат заключается в повышении надежности и безопасности конструкции комплекса и способа его формировании. Метод бурения с берега. Наибольшее распространение для освоения шельфовых месторождений в последнее время получило бурение с большим отходом от вертикали. Технология особенно перспективна для освоения арктического шельфа Российской Федерации, так как позволяет охватить бурением со стационарной платформы больший участок или осваивать участок с берега, с искусственных островов без дорогостоящего ледостойкого МНГС. Сущность этого метода заключается в том, что на берегу моря сооружают буровую установку и начинают проходку обычной наклонной скважины, ствол которой путем постепенного набора кривизны направляют на нефтегазовые горизонты, залегающие под дном прибрежной полосы моря. Следует отметить, что этот метод ничем не отличается от обычного наклонного бурения, осуществляемого на суше, для разбуривания горизонтов, залегающих под промышленными сооружениями, жилыми поселками, городами, железнодорожным полотном и др.

3.8. Основные виды внешних нагрузок, воздействующих нефтегазопромысловые сооружения шельфа и их сочетания.

на

ледостойкие

В соответствии с СНиП 2.01.07-85* «Нагрузки и воздействия» в зависимости от учитываемого состава нагрузок следует различать: основные сочетания нагрузок, состоящие из постоянных, длительных и кратковременных, т.е. регулярно действующие: (например, собственный вес сооружения, нагрузка от навала судов, ветровая, ледовая нагрузка); особые сочетания нагрузок, состоящие из постоянных, длительных, кратковременных и одной из особых нагрузок, т.е основные и дополнительные (например, сейсмические нагрузки, волновые при штормах предельной силы, торосистые льды, айсберги, цунами). Существуют два вида предельных состояний буровой: к первой группе относятся предельные состояния, при достижении которых может наступить полная непригодность сооружений к эксплуатации; ко второй группе относятся предельные состояния, при достижении которых сооружение может стать непригодным к нормальной эксплуатации. 1. Волновые нагрузки К основным элементам волн относят их высоту h, период возникновения τ, длину λ. Величины высоты и периода возникновения являются независимыми элементами, а на значения длины влияет глубина воды и период волны. Pвлн  Рин  Рск Pин  f (b 2 , h, kv ,  ин , ин ) Pск  f (b 2 , h 2 , kv2 ,  ск , ск ) 2 Где b - поперечный размер опоры, м , k v - коэффициент, зависящий от относительных размеров сооружения,  ин ,  ск и ин ,  ск - инерционные и скоростные коэффициенты глубины и формы преграды соответственно.

2. Ветровые нагрузки Pвтр  f (  , c, s, v) Где ρ - плотность воздуха; с - коэффициент лобового сопротивления;s - площадь парусности; v - скорость ветра. 3. Ледовые нагрузки

Основными исходными данными являются пределы прочности льда на сжатие Rc , изгиб Rи, и раздробление с учетом местного смятия Rp, значения которых определяют по опытным данным, а при их отсутствии по нормативным величинам от среднесуточной температуры воздуха и солености льда. Для определения характеристик льда используются следующие шпоры: Rи=0.5 Rc, Rp=kj Rc, где kj – коэффициент местного смятия, принимаемый в зависимости от соотношения ширины опор b и толщины льда h. При остановке ледяного поля: Pлед  0,04  v  hd m    Rp , П – площадь ледяного поля. При прорезании ледяного поля: Pлед  m j  Rp  b  hл ( m , m j -

коэфф. формы опор

(прямоугольник, цилиндр и т.д.); v - скорость движения ледяного поля; h л - толщина преграды; b - ширина преграды, R p - предел прочности льда на раздробление).

4. Нагрузки от течений. Pтеч=1/2*(ρ Сd vc d) Где: ρ - плотность воды; d - диаметр обтекаемой преграды; Сd - 0,7;vc - скорость течений. 5. Сейсмические нагрузки 5. Сейсмические нагрузки

Sikx  f ( K 0 , K1 , K 2 , A, g , mk , Ki ,  i ,ikx ) S iky  f ( K 0 , K1 , K 2 , A, g , mk , Ki ,  i ,iky ) где

K0 K1

A



i Ti

K 

0 

1  exp S i 

 2 i t3   ; Ti 

- коэффециент надежности равный 2.5; K 2  1; - коэфф. допустимых повреждений (по СНиП 11-7-81); - коэффициент сейсмичности; - логарифм. декремент затухания i-ой формы  1   0  0.314; - коэффициент динамичности; - период i-ой формы собственных колебаний;

ikx ,iky - коэффициенты формы деформации, определяемые по методам строительной механики.

3.9. Технология изготовления, транспортировки и установки гравитационных платформ (на примере МЛСП «Приразломная», «Пильтун-Астохская» и «Луна» (Сахалин2)). Гравитационные МСП отличаются от металлических свайных не только конструкцией, но и технологией изготовления, способом транспортировки и установки в море. Устойчивость ГМСП под влиянием внешних нагрузок от волн и ветра обеспечивается их собственной массой и массой балласта, поэтому не требуется их крепления сваями к морскому дну. ГМСП применяют в акваториях морей, где прочность основания морского грунта обеспечивает надежную устойчивость сооружения. ГМСП - очень массивное сооружение, которое состоит из двух частей: верхнего строения и опорной части. В опорную часть входит одна или несколько изготовленных из железобетона колонн цилиндрической или конической формы, опирающихся на многоячеистую монолитную базу, которая состоит из ячеек-понтонов, жестко связанных между собой, и заканчивается в нижней части юбками с развитой общей опорной площадью на морское дно. Длина опорной многоюбочной плиты 180 м, ширина достигает 134,3 м этапы строительства гравитационной платформы типа "Кондип":      

изготовление железобетонного основания в сухом доке глубиной 10 м; буксирование основания из дока на глубоководную якорную стоянку; изготовление стен ячеек; строительство верхних крышек ячеек; завершение строительства железобетонной опорной части; погружение железобетонной конструкции при помощи балласта для стыкования с палубой; операция стыкования завершена, в результате удаления балласта железобетонная конструкция приподнята над баржами. К достоинствам ГМСП относятся:



время их установки в море составляет примерно 24 ч вместо 7—12 мес, необходимых для установки и закрепления сваями металлических свайных платформ;  плавучесть и наличие системы балластировки позволяют буксировать ГМСП на большие расстояния и устанавливать их в рабочее положение на месте эксплуатации в море без применения дорогостоящих грузоподъемных и транспортных средств;  возможность повторного использования на новом месторождении;  повышенные огнестойкость и виброустойчивость, высокая сопротивляемость морской коррозии, незначительная деформация под воздействием нагрузок и высокая защита от загрязнения моря. ГМСП применяют в различных акваториях Мирового океана, особенно широко они используются в Северном море. Нижняя часть ГМСП представляет собой монолитную конструкцию из 24 понтонов, в которых хранится нефть, и четырех опорных колонн : двух буровых, в которых установлен ряд труб диаметром около 750 мм, служащих направлениями для бурильной колонны при бурении скважины, одной разводной, в которой размещен ряд труб, соединяющих ее с другими платформами или загрузочными буями, и одной подсобно-хозяйственной, в которой находится большая часть оборудования. Последняя разделена на 13 горизонтальных площадок с установленными на них крупными и мелкими агрегатами и устройствами (насосы, трубопроводы, вентиляционное оборудование, лифты, лестницы и т. п.).

Технология строительства гравитационных платформ (на примере платформы Пильтун-Астохской) Основание платформы представляет собой железобетонное основание гравитационного типа с четырьмя опорами, на которых располагается верхние строения платформы с технологическими сооружениями. Строительство в сухом доке Буксировка из дока в море Начальный момент установки модулей: жилой, буровой, добычной (набирают воду) Момент передачи нагрузки от веса модулей (ставят верхнее строение) Установка платформы на точку (момент касания грунта, водный балласт частично спускают) Эксплуатация (в отсеках нефть и инертный газ, в отдельных отсеках вода) Этапы: Проектирование Строительство Буксировка к месту стыковки Транспортировка и установка модулей Пуско-наладочные работы Буксировка на месторождение и установка Платформа «Лунская-А» (Лун-А) Бетонное основание гравитационного интегрированная палуба платформы

типа

с

четырьмя

опорами /Полностью

Верхние строения были установлены в августе 2006 года методом надвига на заранее установленное бетонное основание. Опорное основание платформы Лун-А представляет собой железобетонное основа-ние гравитационного типа с четырьмя опорами для поддержки верхних строений. Для транспортировки на сахалинский шельф верхних строений платформы была построена специальная баржа. При огрузке на баржу верхние строения потребовалось под-нять с помощью домкратов на высоту 25 м, что стало еще одним рекордом для мировых строительных площадок. В июне 2006 года верхние строения платформы Лун-А были установлены на основание методом надвига. Баржа с верхни-ми строениями была заведена между опорами железобетонного основания, а затем массив-ная конструкция верхних строений была мед-ленно и плавно посредством балластировки опущена на опоры основания и зафиксирова-на на маятниковых опорах скольжения. В ходе этой операции был поставлен мировой рекорд для морских работ подобного типа.Верхние строения платформ закреплены на железобетонных основаниях с помощью люлечных механизмов, установленных в вер-хней части опор основания. Они представля-ют собой сейсмоизолирующие маятниковые подшипники скольжения. На морской плат-форме такие устройства применены впер-вые. Они приводятся в действие ускорения-ми, возникающими во время землетрясения, при этом скользящий шарнир перемещается по вогнутой поверхности механизма, обес-печивая незначительные маятниковые дви-жения оддерживаемой конструкции и гаше-ние сейсмических колебаний. В «спокойной» обстановке эти специальные опоры помога-ют снизить ледовые и волновые нагрузки на платформу и ее оборудование.

Приразломная

1 Строительстов супер-блоков кессона 2. Стыковка супер-блоков. 3. Транспортировка кессона 4. Строительство вспомогательного блока 5 Накатака всопогательного блока на кессон 6 Накатка верхнего строения на кессон

3.10. Верхнее строение платформы (ВСП). Технологическое и вспомогательное оборудование. Основные принципы размещения

1. Агрегатный (на сооружениях типа остров) 2. Блочно-модульный. На платформе устанавливаются блоки-модули: - блок бурения (буровые насосы, вышка, цементный комплекс, геофизическое управление) - вспомогательный/жизнеобеспечения (радиосвязь, посадочная площадка, межблочное оборудование) - жилой (жилой основной, жилой дополнительный) - энергетический (энергетический эксплуатационного комплекса, энергетический бурового комплекса) - эксплуатационный (манифольды, сенарация и насосная откачка, замер, управление) 3. Интегральный. Верхнее строение полностью изготавливается на заводе, либо надвигается верхняя часть на опорную и транспортируется.

4.1 Особенности бурения морских разведочных и эксплуатационных нефтяных и газовых скважин. Принципиально технология бурения морских скважин и состав бурового оборудования не отличаются от применяемых на суше. Однако имеются три основные особенности:  необходимо учитывать наличие морской толщи, которая может достигать нескольких тысяч метров. Для создания замкнутой циркуляции бурового раствора в процессе бурения, безопасного проведения работ и охраны окружающей среды на ПБУ предусматривается спуск водоотделяющей колонны (райзера).  для некоторых типов ПБУ (полупогружных и буровых судов) ветер, течения и волны вызывают их перемещения, при этом наиболее критичными являются вертикальные перемещения ПБУ, которые вызывают ударные нагрузки на долото и могут привести к быстрому износу и аварийным ситуациям с породоразрушающим инструментом. Для уменьшения отрицательного влияния вертикальных перемещений на процесс бурения на таких ПБУ предусматривается установка компенсаторов бурильной колонны и обсадных труб.  в зависимости от глубин моря в месте проведения работ и технических характеристик ПБУ предусматривается подводное формирование устья с использованием подводного противовыбросового оборудования с возможностью аварийного отсоединения от скважины. Для бурения скважин в морских условиях, в отличие от сухопутных, используется комплекс сложнейшей техники:  Плавучие буровые установки (самоподъемные — СПБУ, полупогружные — ППБУ и буровые суда и морские стационарные платформы, с которых осуществляется бурение поисково-разведочных и эксплуатационных скважин;  Специализированные суда обеспечения работ:  морские буксиры, в том числе для постановки и снятия якорей массой 15–20 т, в случае проведения работ ПБУ на больших глубинах (буксиры-завозчики якорей);  транспортные суда снабжения, предназначенные для перевозки технологических грузов, воды и оборудования;  пассажирские суда для смены экипажей морских платформ;  специализированные суда для проведения подводно-технических и водолазных работ (обследование и ремонт подводного устьевого оборудования, подводных магистральных и внутрипромысловых трубопроводов), в том числе как с использованием труда водолазовглубоководников, находящихся длительное время под повышенным давлением в атмосфере искусственных дыхательных гелиево-кислородных смесей, так и роботизированной техники (ROV) и т. п. Отличие состоит в том, что практически все эксплуатационные скважины являются наклонно-направленными, а разведочные - вертикальными. Испытание эксплуатационной скважины тоже отличается от испытания разведочной скважины. Чаще даже у эксплуатационных скважин этот этап называется освоением. Как правило, у разведочных скважин испытывают несколько продуктивных объектов, начиная с самого нижнего. Потом испытанный объект изолируется путем установки так называемого цементного моста и производится испытание следующего объекта. Еще одним отличием разведочного и эксплуатационного бурения является объем проводимых промыслово-геофизических исследований в скважинах. В разведочных скважинах проводят большой объем всевозможных исследований, в эксплуатационных же стараются ограничиться только самыми необходимыми.

4.2 Факторы, влияющие на эффективность бурения скважин на море Технологические факторы. Основной технологический фактор, влияющий на выбор типа МНГС, – это целевое назначение намечаемых к бурению морских скважин: • структурно-поисковые; • разведочные; • эксплуатационные. Важным технологическим фактором является вид добываемой продукции, т.е. нефть, газ или конденсат, их характеристики определяют технологическую схему на платформе, методы эксплуатации месторождений, а следовательно, и состав эксплуатационного оборудования. Немаловажную роль при выборе типа МНГС играет и глубина бурения скважин, так как ее величина определяет вид бурового оборудования, а последний, в свою очередь, массу и габариты верхнего строения сооружений. Кроме того, от этого фактора зависит возможность проведения разведочного бурения в условиях замерзающих морей за один межледовый период. Объем материалов, требуемых для бесперебойного обеспечения буровых и эксплуатационных работ, связан с автономностью платформ. Необходимо, учитывать и технологические требования и при выборе способов транспортирования и хранения. Требования к пожарной безопасности и охране труда также находятся в зависимости от технологических факторов. Гидрометеорологические и географические факторы. Первоначально необходимо иметь данные о ледовых условиях и глубине моря. Отдаленность от берега определяет вид транспортных систем. Гидрометеорологические условия обуславливают также внешние нагрузки, на которые рассчитывают проектируемые сооружения. Например, скорость ветра определяет ветровую нагрузку, параметры волнения – волновую, скорость течения – нагрузку от него. Кроме того, необходимо иметь данные о совместном действии этих нагрузок. Одним из основных факторов при выборе типа ледостойких сооружений является ледовый режим. Для определения конструкции надводной части МНГС необходимы сведения о возможности ее обледенения, чтобы в проекте предусмотреть мероприятия по борьбе с этим явлением. Химические характеристики морской воды - для оценки ее коррозионной агрессивности и выбора материала сооружения. Знание температуры для конструирования жилого помещения на платформе и выбора соответствующего бурового и эксплуатационного оборудования. Сведения об изменения уровня воды в точке строительства - для определения отметки нижней палубы верхнего строения, а также точек приложения равнодействующих ледовых, волновых и других нагрузок при различных расчетных вариантах. Информация о сейсмической активности района строительства может изменить всю концепцию выбора типов МНГС. Поэтому данному фактору следует уделять особое внимание. Инженерно-геологические факторы. Влияют на выборы конструкции фундаментной части сооружения. Например, в зависимости от характеристик грунта на точке строительства определяют, какой будет конструкция фундамента платформы. Основными инженерногеологическими данными являются: • геологическое строение места строительства МНГС; • сведения о современных тектонических процессах в районе работ; • физико-механические характеристики грунтов, полученные в результате полевых и лабораторных исследований; • степень агрессивности морской воды по отношению к конструкционному материалу фундамента. В зависимости от характеристик верхнего слоя грунта определяют степень защиты у основания фундамента МНГС от размыва при совместном воздействии течений и штормовых волнений. Этот фактор – один из наиболее важных при выборе МНГС гравитационного типа. Производственные факторы. В зависимости от производственных факторов определяют необходимость создания временных или капитальных береговых баз для обслуживания строительства МНГС и эксплуатации промысла. От наличия нужных подъемно-транспортных средств зависят массогабаритные характеристики элементов МНГС, что, в свою очередь, определяет величину нагрузок, возникающих при изготовлении, транспортировании и монтаже конструкций. Для выбора конструкции фундамента (гравитационной, свайной, комбинированной) необходима информация о свайном оборудовании и технических средствах устройства основания под гравитационной платформой. Данные о механизмах и оборудовании для выработки и доставки грунта нужны как для строительства искусственных островных сооружений, так и создания защитных берм вокруг опоры для предотвращения размыва донного грунта. Выбор способа монтажа верхнего строения (агрегатный, блочный, интегральный и др.) также зависит от наличия соответствующих подъемно-транспортных и специальных плавучих технических средств. Экологические факторы  разработка ОВОС;  минимизация сбросов технологических и хозяйственно-бытовых отходов; создание системы мониторинга.

4.3 Самоподъемные буровые установки (СПБУ). Особенности конструкции и эксплуатации СПБУ. Технологическое оборудование. Самоподъемная плавучая буровая установка (СПБУ) — это буровая установка, поднимаемая в рабочем состоянии над поверхностью моря на колоннах, опирающихся на грунт. Колонны подвижны в вертикальном направлении относительно основного корпуса (понтона). На верхней палубе понтона и в понтоне располагается технологическое оборудование и средства жизнеобеспечения. СПБУ можно классифицировать по форме понтона; по количеству опорных колонн; по форме поперечного сечения колонн и их конструкции; по конструктивному оформлению нижней части колонн; по типу подъемного механизма; по расположению буровой вышки. Формы понтона СПБУ: треугольная, прямоугольная, прямоугольная с аутригерами. Количество опорных колонн — три или четыре. Конструкция колонн может быть цилиндрическая сплошностенная, ферменная или призматическая. Нее типы колонн имеют зубчатые рейки, которые являются частью подъемного механизма. Цилиндрическая колонна имеет круглую форму поперечного сечения с выступающими рейками. Ферменные колонны могут быть треугольными или квадратными в поперечном сечении. В углах колонн находятся зубчатые рейки. Конструктивное оформление нижней части колонны зависит от предполагаемого механизма взаимодействия колонн с фунтом: опора на грунт или проникновение в грунт. В первом случае колонны соединяются внизу общим опорным матом (такой тип опорного устройства применяется на мягких грунтах), во втором колонна заканчивается внизу башмаком определенной формы. Буровая вышка может располагаться на верхней палубе понтона или выдвигаться за корму по направляющим консолям. В последнем случае экономится площадь палубы.

1 - понтон; 2 - опорная колонна; 3 - устройство подъема опор; 4 - кран; 5 - буровая вышка; 6 - консоль подвышечного портала; 7 - стеллажи для хранения труб; 8 - жилой модуль; 9 - вертолетная площадка Основные эксплуатационные состояния СПБУ — рабочее и перехода (транспортировка). Переход осуществляется без технологических запасов или с частью технологических запасов, если СПБУ перемещается с одной точки бурения на другую в пределах одного района.

Для уменьшения длины опор при транспортировке СПБУ, предназначенных для эксплуатации на больших глубинах, разработаны конструкции с телескопическими цилиндрическими опорами. Перегоны тщательно подготавливают, выбирая наиболее благоприятный маршрут. На маршруте должны быть районы, защищенные от волнения (бухты, защитные гидротехнические сооружения), где установка могла бы отстояться, встав на колонны при получении неблагоприятного метеорологического прогноза. Перегон осуществляется с помощью нескольких буксиров. На СПБУ, у которых буровая вышка смонтирована на перемещающемся портале, перед перегоном портал сдвигают ближе к мидель-шпангоуту. Дополнительно тщательно проверяют закрытия вырезов на палубе, на внутренних переборках, устройства фиксации колонн. Ограничение на перегон — 5 баллов по волнению и 7 баллов по ветру.

4.4 Полупогружные буровые установки (ППБУ). Особенности конструкции и эксплуатации. Cпособы транспортировки и удержания ППБУ над скважиной в процессе бурения Плавучая буровая установка, находящаяся во время бурения на плаву. Представляет собой конструкцию из водоизмещающих понтонов различной конфигурации, находящихся ниже поверхности воды, и надводного корпуса с производственными и жилыми помещениями, укрепленного на стабилизирующих колоннах, обеспечивающих устойчивость установки. Наиболее распространены ППБУ с 3, 5, 6 или 8 стабилизирующими колоннами, обычно цилиндрической формы (диаметр 10-12 м). Высота колонн должна обеспечивать в рабочем положении заглубление понтонов ниже поверхности взволнованного моря и достаточное возвышение надводного корпуса над водой, исключающее удары волн об него. При четном числе колонн ППБУ, как правило, имеют два параллельных понтона, при нечетном - под каждой колонной расположено по понтону. Для обеспечения общей прочности ППБУ понтоны, колонны и надводный корпус соединены системой горизонтальных и наклонных трубчатых раскосов. Конструкция подводной части ППБУ должна обеспечивать минимальные нагрузки от волнения и течения, а конструкция надводного корпуса - минимальные ветровые нагрузки. Буровая вышка обычно расположена в центре ППБУ, реже смещена в сторону. ППБУ удерживается над точкой бурения системой позиционирования (см. Позиционирование буровой платформы). Для возможности выполнения буровых работ в условиях волнения качка установки должна быть минимальной. В системах подвески бурильной колонны применяют специальные компенсаторы вертикальных перемещений, позволяющие проводить бурение при волнении до 6-8 м. В условиях шторма, когда бурение невозможно из-за усиления качки ППБУ, из понтона удаляют часть балласта, чтобы установка могла всплыть, и предохраняют этим надводный корпус от ударов волн. При перегоне ППБУ весь балласт из понтонов удаляют, и осадка ППБУ становится минимальной. Многие ППБУ имеют движители для улучшения маневровых качеств при перегоне. Бурение с ППБУ обычно ведут в районах, свободных ото льда, с подводным расположением устья скважины, на глубинах, как правило, до 200 м, хотя существуют установки для глубин 450 м и более.

4.5 Буровые суда. Назначение и условия применения БС. Особенности конструкции и эксплуатации

Буровое судно- плавучее сооружение для морского бурения скважин, оборудованное центр. прорезью в корпусе, над к-рой установлена буровая вышка, и системой для удержания судна над устьем скважины. Совр. Б. с., как правило, самоходные, с неогранич. р-ном плавания. Водоизмещение Б. с. 6-30 тыс. т, дедвейт 3-8 тыс. т, мощность энергетич. установки, обеспечивающей буровые работы, позицирование и ход судна, до 16 МВт, скорость хода до 15 узлов, автономность по запасам 3 мес. На Б. с. применяются успокоители качки, позволяющие вести бурение скважин при волнении моря 5-6 баллов; при большем волнении бурение прекращается и судно находится в штормовом отстое со смещением от скважины (расстояние до 6-8% от глубины моря) или бурильная колонна отсоединяется от устья скважины. Для удержания Б. с. в заданной точке бурения в пределах, допускаемых жёсткостью колонны бурильных труб, применяют 2 системы позицирования: статическую (с использованием заякоривания судна) и динамич. стабилизацию (с помощью гребных винтов и подруливающих устройств). Якорная система используется для Б. с. при глубине моря до 300 м; включает тросы и цепи, спец. якоря массой 9-13,5 т (8-12 шт.), якорные лебёдки с усилием по 2МН, оборудованные контрольно-измерит. аппаратурой. Расстановка якорей и их уборка производятся со вспомогат. судов. Для увеличения манёвренности и сокращения времени работы при уходе с точки бурения используют т.н. якорные системы круговой ориентации судна (спец. встроенная в центре корпуса судна турель с площадкой, на к-рой смонтировано всё якорное устройство, включая лебёдки). Удержание Б. с. на позиции с помощью системы динамич. стабилизации применяется для судов любого класса при глубине моря св. 200 м и осуществляется автоматически (или вручную) посредством измерит., информационно- командного и движительно-рулевого комплексов. В измерит. комплекс входят приборы акустич. системы, к-рые используются для стабилизации судна в режиме бурения, при выводе судна на скважину, для определения положения Водоотделяющей колонны относительно устья скважины. Работа акустич. системы основана на регистрации импульсов, посылаемых от донных маяков, располагаемых вблизи устья скважины, и их приёмке гидрофонами под днищем судна. В качестве дублирующей системы применяют инклинометр. В информац.-командный комплекс входят 2 вычислит. машины, получающие одновременно информацию о положении судна и состоянии окружающей среды; при этом одна из них работает в командном режиме, управляя двигателями, вторая (резервная) - автоматически (при выходе из строя первой). Движительно-рулевой комплекс включает гл. движители судна, подруливающие устройства и систему управления ими. Усилия продольного упора на судне создаются гребными винтами регулируемого шага, поперечного - спец. винтами регулируемого шага, устанавливаемыми в поперечных тоннелях в корпусе судна. Изменение величины и направлений упоров осуществляется регулированием шага винтов по команде вычислит, машины или вручную с пульта управления движит. системой. Б. с. оборудуется также пультом управления, к-рый предназначен для контроля за положением судна и водоотделяющей колонны в режиме автоматич. стабилизации, и дистанционным ручным управлением при постановке судна на позицию. Разновидность Б. с. - т.н. шлангокабельные суда, предназначенные в осн. для инж.-геол. бурения на глуб. 200 м при глубине моря до 600 м. Они оборудуются системой динамической стабилизации, гибким шлангокабелем, благодаря чему требования к смещению судна относительно устья скважины предъявляются менее жёсткие, чем при использовании бурильных труб.

4.6 Системы удержания плавучей буровой установки (ПБУ) на точке бурения. Динамическая система Удержание Б. с. на позиции с помощью системы динамич. стабилизации применяется для судов любого класса при глубине моря св. 200 м и осуществляется автоматически (или вручную) посредством измерит., информационно- командного и движительно-рулевого комплексов. В измерит. комплекс входят приборы акустич. системы, к-рые используются для стабилизации судна в режиме бурения, при выводе судна на скважину, для определения положения Водоотделяющей колонны относительно устья скважины. Работа акустич. системы основана на регистрации импульсов, посылаемых от донных маяков, располагаемых вблизи устья скважины, и их приёмке гидрофонами под днищем судна. В качестве дублирующей системы применяют инклинометр. В информац.-командный комплекс входят 2 вычислит. машины, получающие одновременно информацию о положении судна и состоянии окружающей среды; при этом одна из них работает в командном режиме, управляя двигателями, вторая (резервная) автоматически (при выходе из строя первой). Движительно-рулевой комплекс включает гл. движители судна, подруливающие устройства и систему управления ими. Усилия продольного упора на судне создаются гребными винтами регулируемого шага, поперечного - спец. винтами регулируемого шага, устанавливаемыми в поперечных тоннелях в корпусе судна. Изменение величины и направлений упоров осуществляется регулированием шага винтов по команде вычислит, машины или вручную с пульта управления движит. системой. Б. с. оборудуется также пультом управления, к-рый предназначен для контроля за положением судна и водоотделяющей колонны в режиме автоматич. стабилизации, и дистанционным ручным управлением при постановке судна на позицию. Якорные системы удержания Система заякоривания включает якорные цепи, лебедку, стопорное устройство, роульс (устройство для изменения направления перемещения якорного троса). В зависимости от местных условий, характеристики бурового плавсредства и других факторов применяют различные схемы расположения якорных цепей или канатов относительно ПБС. Якорные цепи или тросы выбирают в зависимости от ожидаемой нагрузки на них, глубины моря, характеристики рабочего оборудования, стоимости, наличия пространства для палубных устройств и других факторов.

Рис. 15- Типовых вариантов систем заякоривания: а,б,в – симметричные системы соответственно с n-9,8,10; г,д,е – системы с якорными канатами (n =8), расположенными соответственно под углом 45-900 друг к другу, порд углом 30-700 к оси платформы и под углом 30-600 к продольной оси судна Для заякоривания применяют два типа плоскозвенных цепей с распоркой: цепь со сваренным встык звеньями и замковую цепь. В большинстве случаев для заякоривания применяют металлические канаты диаметром 57-76 мм (иногда 90мм). Преимущества металлических канатов: масса каната в морской воде ниже стоимости цепи. Недостаток металлического каната заключается в том, что вследствие малой массы требуется большое развертывание троса до необходимой величины тангенциальной кривой провисания, а также в случае выхода каната из строя его следует заменять по всей длине. Якорные системы оснащают комплексом оборудования для регулирования натяжения якорных канатов, который включает тензометры и записывающую аппаратуру, непрерывно управляющую натяжением якорного каната и извещающую оператора об изменении высоты волны или направления ветра. Системой управляют с пульта на основе информации, получаемой от датчиков, устанавливаемых на тросах.

4.7 Выбор и размещение бурового нефтегазопромысловых инженерных сооружениях.

оборудования

на

различных

Конструкции верхних строений платформ в зависимости от методов исполнения (компоновки) технологического и бурового оборудования (агрегатное, блочно-модульное, интегральное и комбинированное). Методы монтажа (три метода): Агрегатный – каждый агрегат монтируется отдельно Блочно-модульный – крупные блоки-модули устанавливаются на палубе (либо на заводе, либо в море). Интегральный – опорная часть отдельно изготавливается, затем устанавливается верхнее строение. Возведение опорного блока и монтаж верхнего строения платформы ведут в сухом доке. При изготовлении основания под ними устраивают песчаную постель. Затем поэтапно осуществляют строительство нижней части платформы, устанавливают необходимые средства, обязательные для строит. Если строит-во идет для замерз. морей то производят соответствующее заполнение бетоном зоны ледового воздействия. Затем устанавливают балки несущей палубы, осуществляют сборку палубы, монтаж блок-модулей верхнего строения, а также вертикальные понтоны. Затем размывают искусственно созданную дамбу, док заполняется водой, платформа за счет установленной на ней понтонов всплывает и она выводится из дока, далее буксируется на точку бурения с помощью морских буксиров. Установку платформы на дно моря ведут в следующей последовательности: 1)вначале погружают носовую или кормовую часть железобет. основания до касания дна моря, соблюдая максимальный угол наклона платформы. 2)испол. свои фиксаторы позволяют платформе не перемещаться вдоль дна. 3)Затем принимают балластную воду и устанавливают противоположенный конец платформы. 4)Предварительно перед установкой платформы на дно, последнее подвергается обследованию, удалению камней, выбора ровной площадки. Выбор бурового оборудования определяется проектной конструкцией скважины, способом бурения, параметрами бурового инструмента, а также требованиями к транспортабельности буровой установки.

4.8 Подводное устьевое оборудование. Предназначение, типы конструкций. Комплекс ПУО предназначен: 1)для обеспечения при бурении скважины гибкой замкнутой технологической связи между перемещающимся от воздействия волн и течений БС или ППБУ и неподвижным подводным устьем, установленным на морском дне; 2)для направления в скважину бурильного инструмента, обеспечения замкнутой циркуляции бурового раствора, управления скважиной при бурении и др.; 3)для надежного закрытия бурящейся скважины в целях предупреждения возможного выброса из скважины при аварийных ситуациях или при отсоединении буровой установки в случае больших волнений моря. В практике буровых работ с БС и ППБУ применяют одно- или двухблочную конструкцию ПУО. Одноблочный комплекс используется в течении всего времени бурения скважины, его преимущество заключается в сокращении времени на установку и монтаж конструкции. Некоторые одноблочные конструкции преимущественно используют на больших глубинах вод, в несложных двух- и трехколонных конструкциях скважин и на небольших глубинах бурения. ПУ комплекс: пульт бурильщика, пульт управления штуцерным манифольдом; аккумуляторная установка; гидравлическая силовая установка; дистанционный пульт управления; шланговые барабаны, гиравлический спайдер; верхнее соединения морского стояка; телескопический компенсатор; соединение ; угловой компенсатор; нижний узел морского стояка; направляющие; подводные задвижки; цанговая муфта; опорная плита; акустический датчик; плашечные превенторы; штуцерный манифольд; морской стояк. Двухблочные конструкции применяют преимущественно на небольших глубинах вод, в сложных четырех- и пятиколонных конструкциях скважин и на больших глубинах бурения. К преимуществам двухблочного комплекса относятся: возможность установки на направлении при бурении глубоких скв. сложной конструкции, относительно малая масса каждого блока ПВО и возможность проведения ремонта свободного блока. Недостатком такого комплекса яв. существенные затраты времени на монтаж и демонтаж блоков. Двухблочный комплекс ПУО прим-ют в основном на ППБУ и СПБУ. Первый блок включает плашечный одинарный превентор с проходным отверстием 540 мм(универсальный сферический или превентор другой конструкции с проходным отверстием 540 мм и давлением 21 МПа), соединительные муфты, опорно-направляющие рамы и др. узлы. Этот блок устанавливаются на направление 762 мм и обеспечивает безопасность работ при бурении под кондуктор 508 мм; в случае ГНВП в нижележайших отложениях при бурении под кондуктор превентор позволит перекрыть устье скв. и предотвратить выброс газа. Второй блок включает два сдвоенных плашечных превентора с проходным отверстием 350 мм и давлением 70 МПа, универсальный превентор с проходным отверстием 350 мм и давление 35 МПа, опорнонаправляющую раму, соединительные муфты. Этот блок устанавливается на головку первой промежуточной колонны 340 мм и обеспечивает безопасное бурение разведочных скв. глубиной до 6500 м.Кроме того в двухблочный комплекс ПУО входят два водоотделяющих стояка 610 мм и 406 мм, дистанционная система управления блоками превенторов и др. скважинное и палубное оборудование(лебедки, натяжные устройства с направляющими роликами поддерживающие райзер в натянутом виде, главная электрическая панель бурильщика, гидравлическая силовая установка с гидронасосами и пневмогидравлическими аккмуляторами, блок ПВО, компенсатор вертикальных перемещений БК подвешенный на талевом блоки БУ, компрессорная установка высокого давления с блоком осушки воздуха, насосная установка для нагнетания рабочей жидкости пневмогидроаккумуляторы, приемная телевизтонная установка для приемая с подводной камеры, колонная головка с комплектом подвесных и устьевых устройств для обвязки ОК)

4.9 Требования к буровым растворам при строительстве скважин в морских условиях. К буровым растворам при строительстве скважин в морских условиях предъявляются следующие требования: 1. Охлаждать породоразрушающий инструмент. 2. Поддерживать устойчивость стенок скважины. 3. обеспечивать качественное вскрытие продуктивных пластов. 4. создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом. 5. выносить шлам на поверхность, легко освобождаясь от него на очистных устройствах. 6. передавать гидравлическую мощность забойным двигателям. 7. обеспечивать возможность проведения геофизических исследований. 8. облегчать спуско-подъемные операции. 9. предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины. 10. не ухудшать проницаемость продуктивных горизонтов. 11. не вызвать коррозию или чрезмерный износ бурового оборудования. 12. класс безопасности реагентов должен быть высоким (4 класс).

4.10 Строительство скважин в условиях сероводородной агрессии. Сероводород- сильный яд, поражающий нервную систему. Попадая в легкие, сероводород растворяется в крови и соединяется с гемоглобином. При концентрации сероводорода 1 мг/л и более возможна мгновенная смерть от паралича дыхательного центра. Во многих нефтегазовых районах (прикаспийская впадина (тенгизское)), Волго- Уральский регион) в составе нефти и газа содержится сероводород (H2S). Скопление газов, нефтей и вод, содержащих, большое количество сероводорода часто приурочены к залежам с аномально высоким пластовым давлением, что в значительной мере усложняет процесс бурения. В этих условиях для избежания серьезных осложнений достаточно:1)не вскрывать пласты кот. могут вызывать проявления, без предварительного спуска колонны ОТ, предусмотренных ГТН. 2)Долив в скважину при подъеме БК должен происходить не прерывно. 3)Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, что обеспечит надежную герметизацию устья при борьбе с ГНВП. 4)БУ до начала бурения д.б. обеспечена с запасным БР. 5) Избегать применение компоновок нижней части БК с малыми зазорами, так как колебания давления при СПО зависит от зазора между БК и стенками скв. 6)Трубы, оборудование, устьевое оборудование д.б. изготовлены из стойких сталей к наличию сероводородной агрессии. 7) Колонну БТ поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах БР специальных для условий сероводорода(поглотители сероводорода :окись цинка и железа), промывку скв. проводить при условии создания максимально возможной производительности насосов и при вращении БК. 8) Выбор и размещения специального оборудования.9) цементирование скважин используют стойкие тампонажные материалы или химически ингибированные тампонажные цементы. В процессе бурения при вскрытии пластов содержащих сероводород д.б. организованы постоянные наблюдения за концентрацией сероводорода, выделяющего из БР. Вахта снабжается противогазами. Строго соблюдать правила техники безопасности.

4. 11 Технико-экономические особенности строительства скважин на море. Особенностью работ в море по разработке нефтяных и газовых месторождений являются: во-первых, кратное увеличение капиталовложений по сравнению с капиталовложениями на суше; во-вторых, значительное изменение структуры капитальных вложений. В этом смысле различные участки рассматриваемых морей, и в особенности арктических, не равнозначны и существенно отличаются своими природными условиями. Важными факторами, определяющими технико-экономические особенности строительства скважин на море, наряду с целью, способом и видом бурения являются: 1) глубина бурения; 2) сложность проходки скважин, обусловливаемая горно-геологическими условиями бурения; 3) техника, технология и организация работ, оборудование и инструмент.4)удаленность от берега.(резко растет стоимость работ). 5) дежурные суда ЛАРН (ликвидация аварий разливов нефти) и спасательные суда. 6)тип скважины (горизонтальная или вертикальная). 6) если требуется дополнительное расположение места используют судо-склад (при этом повышаются затраты).7)доставка продуктов питания и дополнительных средств используются суда ТБС (транспортно-буксировочные суда).8)смена вахты (доставка вертолетом на точку бурения).

4.12 Рентабельность освоения морских месторождений. Факторы, влияющие на снижение стоимости строительства скважин в море. Цикл жизни месторождения предусматривает ведение основных расходов в первые 3-5 лет работы на месторождении. Расходы включают в себя – 1. Капитальные расходы – строительство платформ, трубопроводов, скважин. 2. Операционные расходы – расходы на содержание построенных сооружений, и ведению работ по добыче 3. Налоги Основная часть капитальных расходов ведется на этапе освоения месторождения, когда еще нет добычи, соответственно денежный баланс уходит в минус. Основная часть операционных расходов ведется на этапе добычи. С началом добычи кривая денежных потоков начинает идти вверх из-за продажи нефти или газа, и общий баланс выходит в ноль (происходит окупаемость проекта) через несколько лет. В дальнейшем идет получение прибыли. В определенный момент из-за операционных расходов общая прибыль начинает падать, однако согласно требованиям государства необходимо продолжать добычу в течение продолжительного времени и обеспечить определенный КИН. На снижение стоимости строительства скв. в море влияют факторы геологического, технического и организационного характера, включающих геологические условия бурения, совершенство применяемых технических средств, уровень организации работ, материальнотехнические обеспечение, квалификацию кадров. В общем цикле строительства скважин основную долю составляют затраты на бурение(70%). При этом затраты, зависящие от времени, составляют 40-80%. Это затраты на: 1)содержание бурового оборудования, включая его амортизацию. 2)прокат забойных двигателей, РУС, бурильных труб. 3)подключенную мощность буровой (трансформаторы, высоковольтные электродвигатели) и на содержание высоковольтной сети. 4) расход материалов и запасных частей. 5)расходы на обслуживающий транспорт и доставку работающий на буровую. 6)перевозку материалов, расходуемых в процессе бурения скважины (кроме затрат, относимых к зависимым от объема). 7)расход технической воды, затраты по эксплуатации ДВС и теплофикационных установок, заработная плата буровой бригады. К другой группе относятся затраты, зависящие от объема бурения, определяемого глубиной и конструкцией скважины (затраты на долота, износ и опрессовку бурильных труб, стоимость обсадных труб и колонной оснастки, тампонажных материалов, цементирования колонн, испытания их на герметичность, транспорта бурильных и обсадных труб, цемента и долот). Большие резервы по сокращению стоимости строительства скважин заложены в совершенствовании технологии и организации строительства скважины и применение технических средств: 1)внедрение буровых долот с герметизированными опорами, алмазных долот, долот режущего типа оснащенных алмазно-твердосплавными пластинами и долот PDC. 2)внедрение высокопрочных БТ. 3)совершенствование КНБК при наклонно-направленном или гориз. бурении. 4)внедрение комплектных БУ с повышенной гидравлической мощностью буровых насосов и повышение грузоподъемной части обеспечивающих спуск сплошных ОК без их секционирования. 5)применение качественных химических реагентов и порошкообразных материалов для приготовления БР. 6)повышение эффективности очистки БР за счет трех и четырехступенчатой их очистки. 7) сокращение вспомогательных работ за счет внедрения: комплексов ГИС в процессе бурения, средств обработки инклинометрические данных. 8)внедрение механизмов СПО, спускоподъемного инструмента и механизмов приготовления БР. Резервы снижения стоимости строительства скважин имеются на всех этапах, начиная от составления проекта разработки месторождения, технического проекта и смет на строительство скв. и кончая работами по освоению скв-ы.

5.1.Природоохранные мероприятия при обращении с отходами потребления.

производства и

В процессе бурения разведочной скважины на платформе будут накапливаться твёрдые и жидкие отходы, запрещенные к сбросу в море. Согласно требованиям «Марпол 73/78» на ППБУ организованы учет твердых отходов бурения, водопотребления и водоотведения, ведение журналов установленного образца: «Журнал нефтяных операций для судов, не являющихся танкерами», «Журнал операций со сточными водами» и «Журнал операций с мусором». Сброс в море жидких и твердых отходов бурения исключается. На борту ППБУ имеется 30 металлических контейнеров для шлама емкостью 3,2 м3 каждый. На ТБС (или судно-складе), производящем грузоперевозки, имеется комплект пустых контейнеров (в комплекте 30 шт.). После заполнения контейнеров на ППБУ производится обмен контейнеров. Утилизацией шлама занимается соответствующие предприятие, которое после нейтрализации передает шлам строительно-монтажному тресту для отсыпки дорожного полотна. Договор на принятие шлама заключается до начала работ. Сухие органические отходы (отходы камбуза, тара и т.д.) собираются в штатные контейнеры (2 шт. х 3,2 м3) и по мере накопления сдаются на ТБС. Льяльные воды собираются в танк и сдаются на специальную нефтебазу. Огарки сварочных электродов собираются в специальные соответствующие предприятие.

контейнер и передаются в

При проведении транспортных операций каждое судно валовой вместимостью 400 т и более и каждое судно, сертифицированное для перевозки 15 человек и более, будет выполнять план управления отходами. Суда должны содержать: 1. закрытые сточные системы с установками биологической очистки или физико-химической обработки и обеззараживания сточных вод, производительность которых должна быть достаточной для одновременной обработки сточных и хозяйственно-бытовых вод; 2. цистерны для сбора отходов (шлама) из установки очистки стоков вместимостью, достаточной для автономного плавания судна в течение 30 суток; 3. сепараторы для льяльных вод; 4. накопительные цистерны для хранения запрещенных к сбросу на трассе загрязненных нефтепродуктами льяльных, промывочных и балластных вод при автономном плавании в течение 30 суток; 5. установки для сбора и уничтожения (сжигания) мусора производственных отходов, загрязненных нефтепродуктами (отходы сепарации и фильтрации топлива, масла, обтирки и т.п.) или емкости для хранения таких отходов, вместимость которых достаточна для автономного плавания судна в течение 30 суток.. Для сжигания судовых отходов на судах будут установлены инсинераторы, позволяющие сжигать пищевые отходы, различные эксплуатационные отходы и судовой мусор, пластмассы, резину, древесные отходы, шлам из машинно-котельного отделения. Несгораемые отходы и зола упаковываются в полиэтиленовые мешки, которые затем укладываются в контейнер и сдаются на утилизацию в порту. Все отходы будут передаваться на утилизацию специализированным предприятиям в соответствии с договорами, которые будут заключены до начала работ.

5.2.Основные действующие требования к системе производственного экологического мониторинга. Производственный экологический нормативно-правовых документов.

контроль

выполняется

с

учетом

действующих

Программа производственного экологического контроля должна включать перечень контролируемых показателей качества основных компонентов природной среды (воздух, вода, донные отложения), периодичность и частоту отбора проб, местоположение пунктов отбора проб, методики контроля состояния основных компонентов природной среды в районе ведения работ. Средства измерений, используемые в процессе осуществления контроля, должны быть откалиброваны и сертифицированы. Методики выполнения измерений должны быть аттестованы, а их использование согласовано с уполномоченными государственными органами в области экологического контроля. Программа экологических исследований на этапе бурения разведочной скважины предусматривает: 1. контроль за техническим состоянием и соблюдением правил эксплуатации всех видов устройств, работа которых сопровождается выбросами в окружающую среду; 2. оперативное выявление возможных изменений состояния отдельных компонентов окружающей природной среды и экосистемы в целом в районе проведения работ, связанных с деятельностью ППБУ; 3. анализ эффективности принятых природоохранных мероприятий и экологической обоснованности конструктивных решений; 4. разработка рекомендаций по предупреждению и своевременному устранению возможных негативных последствий; 5. информационное обеспечение государственных органов, контролирующих состояние окружающей среды в акватории Баренцева моря. Выполняется фоновый мониторинг до начала работ на лицензионной территории. Работы по экологическому обследованию района бурения включают комплексные исследования: гидрометеорологические, гидрофизические и гидрохимические, гидробиологические (планктон, бентос, нейстон), геохимические и радиометрические, микробиологические, токсикологические, ихтиологические, териологические и орнитологические. Помимо перечисленных параметров регистрируются радиохимические показатели в районе бурения, т.е. изотопный состав и концентрация радионуклеидов в морской воде и донных осадках.

5.3.Минимизация воздействий на эксплуатации месторождений нефти и газа

окружающую

среду

при

обустройстве

и

Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) проводится с целью предотвращения или минимизации воздействий на окружающую среду при обустройстве и эксплуатации морских месторождений нефти и газа. На всех этапах освоения месторождений проявляются следующие отрицательные воздействия на окружающую природную среду: 





при бурении скважин: выбросы в атмосферу, открытое аварийное фонтанирование, отходящие газы от силовых приводов и передвижных источников загрязнения; отводимые на рельеф пластовые воды, отработанный буровой раствор в амбаре, стоки с промывки цементировочных агрегатов, стоки с питания вакуумных насосов, хозяйственно-бытовые стоки, твердые отходы вышкомонтажных и буровых работ; при строительстве необходимых объектов и сооружений: выбросы от стационарных теплоэнергетических объектов, от временных поселков строителей, трубосварочных баз и передвижных установок, твёрдые строительные и буровые отходы, промстоки и отходы промышленной и селитебной (в пределах СЗЗ) зон; при добыче углеводородов: кусты эксплуатационных скважин (выбросы в атмосферу при плановых продувках и разгерметизации устьевого оборудования), продуктопроводы с ингибиторами, установки комплексной подготовки газа (УГПГ), сброс хозяйственнобытовых и промышленных сточных вод, в том числе в канализационные очистные сооружения, в поглощающие скважины, в поверхностные водные объекты и на рельеф

При освоении месторождений предусматривается реализация комплекса мероприятий по защите окружающей среды, предотвращению и минимизации возможного воздействия на экосистему в процессе проведения строительных работ и эксплуатации, в частности:      

разработку специальных щадящих режимов освоения территорий; применение технических решений, позволяющих уменьшить площадь изымаемых из оборота земель, а также их техническая и биологическая рекультивация; организация беспрепятственной миграции животных с помощью специальных переходов через линейные коммуникации. охрана мест традиционного хозяйствования, археологических и культурных памятников коренного населения; использование современных технологий обустройства и эксплуатации нефтегазовых месторождений, позволяющих минимизировать экологические риски и ущерб хозяйственной деятельности тундрового населения, ведущего кочевой образ жизни; рекультивация земель, нарушенных при проведении нефтегазоразведочных работ.

5.4.Основные природоохранные арктического шельфа.

мероприятия

при

освоении

месторождений

Основные природоохранные мероприятии при освоении месторождений арктического шельфа, на которые должны ориентироваться предприятия, следующие: 1. установить и соблюдать режим экологического приоритета (наибольшего благоприятствования); 2. неукоснительно соблюдать законы и нормативы РФ, а также международные соглашения в области ООС; 3. проводить ОВОС поисково-оценочных работ; 4. представлять на ГЭЭ предпроектные и проектные материалы; 5. использовать только наиболее совершенные природоохранные технологии; 6. разрабатывать природоохранные и реализовывать при необходимости компенсационные мероприятия; 7. обеспечивать полное (стопроцентное) финансирование разработанных в предпроектной и проектной документации природоохранных мероприятий до начала производства работ; 8. выполнять экологический мониторинг.

5.5.Меры по предупреждению и ликвидации аварийных разливов УВ В зависимости от объема разлива нефти и нефтепродуктов на море выделяются чрезвычайные ситуации следующих категорий: 1. Локального значения – разлив от нижнего уровня разлива нефти и нефтепродуктов (определяется специально уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области охраны окружающей среды) до 500 тонн нефти и нефтепродуктов; 2. Регионального значения – разлив от 500 до 5000 тонн нефти и нефтепродуктов; 3. Федерального значения – разлив свыше 5000 тонн нефти и нефтепродуктов. Основными средствами локализации разливов нефти и нефтепродуктов в акваториях являются боновые заграждения. Главные функции боновых заграждений: предотвращение растекания нефти на водной поверхности, уменьшение концентрации нефти для облегчения цикла уборки, и отвод (траление) нефти от наиболее экологически уязвимых районов. В зависимости от применения боны подразделяются на три класса: I класс – для защищенных акваторий (реки и водоемы); II класс – для прибрежной зоны (для перекрытия входов и выходов в гавани, порты, акватории судоремонтных заводов); III класс – для открытых акваторий. Боновые заграждения также подразделяются на: самонадувные – для быстрого разворачивания в акваториях; тяжелые надувные – для ограждения танкера у терминала; отклоняющие – для защиты берега, ограждений нефти и нефтепродуктов; несгораемые – для сжигания нефти и нефтепродуктов на воде; сорбционные – для одновременного сорбирования нефти и нефтепродуктов. Существует несколько методов ликвидации разлива ННП: механический, термический, физико-химический и биологический.Одним из главных методов ликвидации разлива ННП является механический сбор нефти. Наибольшая эффективность его достигается в первые часы после разлива. Это связано с тем, что толщина слоя нефти остается достаточно большой. Термический метод, основанный на выжигании слоя нефти, применяется при достаточной толщине слоя и непосредственно после загрязнения, до образования эмульсий с водой. Этот метод применяется в сочетании с другими методами ликвидации разлива. Физико-химический метод с использованием диспергентов и сорбентов эффективен в тех случаях, когда механический сбор ННП невозможен, например, при малой толщине пленки или когда разлившиеся ННП представляют реальную угрозу наиболее экологически уязвимым районам. Биологический метод используется после применения механического и физикохимического методов при толщине пленки не менее 0,1 мм. Биоремедитация – это технология очистки нефтезагрязненной почвы и воды, в основе которой лежит использование специальных, углеводородоокисляющих микроорганизмов или биохимических препаратов. В первую очередь это бактерии, в основном представители рода Pseudomonas, и определенные виды грибков и дрожжей. При выборе метода ликвидации разлива ННП необходимо учитывать следующее: все работы должны быть проведены в кратчайшие сроки; проведение операции по ликвидации разлива ННП не должно нанести больший экологический ущерб, чем сам аварийный разлив.

6.1. Оценка риска. Меры, используемые для управления рисками. Процедура оценки риска предполагает, прежде всего, знание двух параметров – стоимость ущерба от аварии (отказа) и вероятность этого события. Риск – это количественная вероятность определенного вида отказа (аварии) – Р, умноженная на величину последствий (ущерба) - V. R=V·P Процесс анализа рисков сводится к следующим операциям: 1. Идентификация опасностей - изучение природных условий, характер технологических операций, состояние окружающей среды, выделение опасностей; 2. Анализ вероятностей событий - ретроспективный анализ деятельности в сходных природных и технологических условиях с точки зрения безопасности; 3. Анализ последствий - определение опасных факторов и их влияние на развитие событий; 4. Оценка риска - ранжирование рисков, выделение рисков высокого уровня и их оценка. Основные понятия о рисках в пожарной безопасности дает ФЗ «Технический регламент в сфере пожарной безопасности». Пожарный риск - мера возможности реализации пожарной опасности объекта защиты и ее последствий для людей и материальных ценностей; Допустимый пожарный риск - пожарный риск, уровень которого допустим и обоснован исходя из социально-экономических условий; Индивидуальный пожарный риск - пожарный риск, который может привести к гибели человека в результате воздействия опасных факторов пожара; Социальный пожарный риск - степень опасности, ведущей к гибели группы людей в результате воздействия опасных факторов пожара; Допустимый риск в РФ в год – 10-6 (т.е. из 1 млн человек 1 может погибнуть) 10-4-10-6 – допустимый риск при соответствующем обосновании 10-4 – неприемлемый риск (работы вести запрещено) Основными формами оценки соответствия состояния и деятельности в области обеспечения пожарной безопасности зданий и сооружений являются: 1. государственный пожарный надзор; 2. независимая оценка риска в области пожарной безопасности (аудит пожарной безопасности). Оценка риска – это количественное определение суммарного риска от опасностей, которые являются функцией частоты и последствий каждого опасного события и оценки его допустимости в связи с другими опасными событиями. Методы оценки рисков:  Оценка риска независимыми экспертами – методы интервьюирования и/или анкетирования опытных специалистов по управлению рисками, которые выступают в роли экспертов и не являются участниками реализации оцениваемых проектов;  Имитационное моделирование – моделирование и анализ неопределенности в оценках основных показателей проекта;  «Мозговая атака» - дискуссии, на которых специалистами по управлению рисками осуществляются планирование, идентификация рисков, их оценка, обработка, контроль и документирование;  Контрольные списки источников рисков – структурированные списки источников рисков, в основе которых лежит историческая информация;  Калькуляция вероятных потерь – методы, основанные на расчете математического ожидания убытка для каждого риска в отдельности и по проекту в целом; Пожарная безопасность объекта защиты считается обеспеченной при выполнении условия:  выполнены обязательные требования пожарной безопасности, и пожарный риск не превышает допустимых значений. Меры для управления рисками: 1. применение безаварийной техники; 2. меры профилактики опасных ситуаций; 3. применение систем раннего обнаружения аварийных ситуаций; 4. контроль над рабочими параметрами технологического процесса, сигнализации и оповещение об аварийных отклонениях; 5. меры, направленные на смягчение последствий аварий; подготовка персонала платформы к быстрому реагированию; 6. безлюдные технологии.

6.2. Основные опасности на морской ледостойкой стационарной платформе (МЛСП). Системы безопасности МЛСП. Основными опасными зонами являются зоны устьев скважин, технологических операций, компрессорная и насосная станции. Основными безопасными зонами являются модуль жилых помещений, зона вспомогательного оборудования, вертолетная площадка и помещения центрального диспетчерского пункта, которые обычно являются частью временного убежища (ВУ). Зоны складских помещений, буровых насосов высокого давления,емкостей хранения резервного запаса бурового раствора и насосов подачи жидкого цементного раствора также считаются безопасными. Опасности от основных технологических процессов можно подразделить на: -неконтролируемые выбросы из скважин; -утечки из технологических систем добычи и подготовки нефти к транспортировке; -утечки нефтепродуктов из технологических систем энергетической установки; -утечки нефти из транспортных систем. Опасности от вспомогательных технологических процессов включают: -падение вертолётов при транспортировке персонала; -аварии судов обеспечения и посторонних судов. Задачи жизнеобеспечения и противоаварийной устойчивости платформы должны быть выполнены с помощью: 1) автоматического обнаружения нештатного эксплуатационного условия или режима работы оборудования и автоматического реагирования на эти условия отключением и/или изолированием и, где необходимо, сбросом давления; 2) мониторинга возможных источников опасности и устранения возможных источников возгорания; 3) обеспечения звуковой и визуальной информации о состоянии отключения для оператора и персонала установки. Для морских платформ необходимо принимать проектные и конструкционные решения, которые должны обеспечить: -герметичность производственного оборудования и трубопроводных систем, -предотвращение образования и накопления взрыво- пожароопасных концентраций горючих углеводородов на участках платформы, -минимизацию возможностей возгорания горючих смесей, -предотвращение распространения пожара. - материалы технологического оборудования и трубопроводных систем должны быть устойчивы к воздействию пластовых флюидов и соленой морской воды. Система обеспечения пожарной безопасности платформы должна включать в себя: -систему предотвращения пожара; -систему противопожарной защиты. -комплекс организационно-технических мероприятий по обеспечению пожарной безопасности. Для ограничения распространения пожара зоны должны отделяться одна от другой противопожарными разрывами или противопожарными преградами. В случае необходимости должны использоваться взрывоустойчивые стены. Жилой модуль должен размещаться на максимально практически возможном удалении от производственных зон и вне взрывоопасных зон. Не допускается располагать хранилища легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, а также трубопроводы с горючими жидкостями и газами непосредственно под помещениями жилого модуля, а также в местах расположения путей покидания платформы. Основное требование к огнестойкости конструктивных и технологических элементов платформы состоит в том, чтобы при возникновении аварии, связанной с пожаром, избежать расширения масштабов аварии, обеспечить целостность временного убежища и возможность покидания платформы всем персоналом в установленное время.

6.3. Обеспечение безопасности жилого модуля (ЖМ). Требования к временному убежищу. Основные элементы пассивной противопожарной защиты платформы. Жилой комплекс должен обеспечивать высокую защищенность производственного персонала в случае пожара или иной аварийной ситуации. Внешняя стена жилого комплекса должна иметь орошение со стороны скважин с интенсивностью 1 литр в сек. На 1 метр. Все жилые и служебные помещение ЖМ оборудуются спринклерной системой пожаротушения. Расстояние между ЖМ и устьем ближайшей скважины должно быть не менее 30 метров. Все каюты и лестничные площадки оснащаются дымовыми датчиками. Камбуз – тепловыми. ЖМ оборудуется системой кондиционирования воздуха, отоплением, аварийным освещением. ЖМ должен иметь сверху защиту от падения вышки. В зоне ЖМ предусматривается индивидуальные спасательные средства. Временное убежище должно располагаться в зоне жилого блока. Внутренние помещение жилого блока должна иметь предел огнестойкости 60 минут. Не допускается располагать хранилища легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, а также трубопроводы с горючими жидкостями и газами непосредственно под помещениями жилого модуля, а также в местах расположения путей покидания платформы. На платформе с количеством персонала больше 25 человек и расчетной продолжительностью эвакуации более 2-х часов должно быть оборудовано временное убежище (ВУ) для безопасного сбора персонала до эвакуации при крупных/катастрофических авариях или до завершения первоочередных аварийно-спасательных работ при аварии общего характера. ВУ должно быть обеспечено: - управлением установками пожаротушения, системами обнаружения пожаров и газов, аварийным освещением, аварийной связью; - системами контроля и управления, радиорубкой и аппаратными средствами связи, автономными системами вентиляции и кондиционирования воздуха (в течение 6 часов), а также аварийным энергоснабжением; - безопасным доступом к спасательным средствам и на вертолетную площадку. В состав ВУ должны входить: центральный пост управления; радиорубка и аппаратная средств связи; аппаратная для аварийной системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха и аварийного энергоснабжения; закрытая лестница и переход на вертолетную площадку; медпункт; санузлы. ВУ должно обеспечивать безопасность персонала до завершения эвакуации; не должно происходить нарушений функционирования ВУ за счет физических повреждений (разрушение конструкции, взрыв или пожар), потери атмосферы, пригодной для дыхания, чрезмерного нагрева или потери функций, необходимых осуществления эвакуационных мероприятий. Пассивная система включает в себя противопожарную обработку, расположение и расстановку оборудования, его специальную конструкцию, электрическую классификацию и дренаж. Устанавливаются детекторы и сенсоры, активизирующие тревогу. Они могут также включать автоматизированные системы защиты при выявлении теплоты, пламени, дыма, газа или паров. Пассивная защита включает в себя увеличение огнестойкости объектов до 120 минут, что достигается широким применением негорючих материалов, защитой от воздействия огня основных несущих конструктивных элементов и огнестойких перегородок, изоляцией пожарных зон при помощи противопожарных стен, для увеличения времени необходимого для эвакуации персонала и проведения спасательных операций. Выбранный для замкнутых пространств огнестойкий материал не должен выделять токсичные газы в процессе горения. Опасные конструкции технологических аппаратов должны иметь защиту, выдерживающую нагрузки от пожара не менее одного часа. Поверхности оборудования и трубопроводов с температурой более 65 С должны быть покрыты теплоизоляцией. Кабели управления наиболее ответственными процессами и противопожарными системами должны по возможности прокладываться в безопасных зонах. Расстояние между нефтяными скважинами и рядами скважин 2500 мм, газовыми 3000 мм. Системы аварийной остановки на нефтяных и газовых платформах используют различные приборы и мониторы для выявления протечек, пожаров, прорывов и других опасных ситуаций, включают тревогу и останавливают работы в запланированной логической последовательности. Для обеспечения безопасности рабочих на нефтяных и газовых буровых установках и морских платформах важны планирование аварийной готовности и проведение соответствующих тренировок.

6.4.Системы эвакуации персонала платформы. Эвакуация людей осуществляется по плану действий в чрезвычайных ситуациях. План отражает организацию, связь, информирование, ответственные лица и особенности аварийного реагирования при различных условиях и размерах с опасностью развития их в катастрофические. Морское стационарное сооружение должно быть оборудовано временным убежищем как местом сбора персонала в период чрезвычайной ситуации на платформе. Временное убежище должно быть построено или расположено таким образом, чтобы персонал находился в безопасности до окончания эвакуации с сооружения. Во временном убежище должны быть установлены необходимые средства связи и жизнеобеспечения. Рабочие площадки и помещения на МНГС должны иметь не менее двух эвакуационных выходов (основной и запасный). В производственных помещениях МНГС должны быть предусмотрены выходы с противоположных сторон с открывающимися наружу дверями и не имеющими запоров. Выходы из помещений и сооружений не должны располагаться в сторону установок, из которых возможно выделение токсичных или взрывоопасных газов. Трапы, ведущие к шлюпочной (посадочной) площадке, должны выполняться с условием обеспечения посадки персонала в коллективные спасательные средства с обеих сторон площадки. Персонал МНГС должен быть расписан по коллективным спасательным средствам. Эвакуационные пути общей (аварийной) эвакуации, места размещения коллективных спасательных средств, включая устройства для спуска на воду, а также поверхность моря в месте спуска должны быть обеспечены основным и аварийным освещением в темное время суток. Аварийное освещение и люминесцентные знаки указания направления движения должны быть предусмотрены по всему пути эвакуации. Длина тупиковых коридоров на платформе не должна превышать 5 м. Ширина путей эвакуации должна быть не менее 1,2 м, а высота не менее 2,2 м. Ширина проемов эвакуационных выходов должна быть не менее 0,8 м, а их высота не менее 2,0 м. Ширина проходов к местам посадки в спасательные плавсредства должна быть не менее 1,5 м. Способ эвакуации с МНГС определяется в зависимости от обстановки (судами, вертолетами, коллективными спасательными средствами). Эвакуация должна проводиться в соответствии с расписанием. Эвакуация персонала МСП при помощи коллективных спасательных средств должна осуществляться по специальной команде (сигналу). Системы эвакуации и спасения персонала: 1.Эвакуационные коридоры на всех уровнях платформы с аварийным освещением и огнестойкостью стен 120 мин. 2. Пункт сбора персонала (временное убежище), с огнестойкостью стен 120 мин. и дублированными системами управления и безопасности 3. Эвакуационные мосты с рукавами для спуска персонала на палубу спасательного судна или на лёд (консольные лестницы, системы быстрого спуска). 4. Эвакуационные системы с рукавами и спасательными плотами 5. Индивидуальные средства спасения (спасательные жилеты, круги, гидротермокостюмы). На МСП должны быть предусмотрены спасательные жилеты в количестве, равном числу спасательных мест в жилых помещениях платформы и дополнительно нормативный запас на рабочих местах на одну вахту. В период, когда температура воздуха ниже +10°С дополнительно к спасательным жилетам должны быть предусмотрены спасательные гидротермокостюмы (жилеты), которые должны размещаться в каждой каюте у каждой койки. 6. Спасательные шлюпки танкерного типа для спуска на открытую водную поверхность. Коллективные спасательные средства (сбрасываемые шлюпки) должны устанавливаться в зоне жилого комплекса, временного убежища и по бортам платформы в местах, удобных для их использования. Количество их определяется из расчета 200% обеспеченности максимального числа персонала, находящегося на платформе. 7. Постоянное дежурство у платформы аварийно-спасательного судна (при расстоянии от берега свыше 100 км и количества персонала на платформе более 50 человек).

8.1 Промыслово-геофизические методы исследования геологического разреза морских поисково-разведочных скважин. Геофизические методы исследования скважин - комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов - методы каротажа и методы скважинной геофизики. Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород непосредственно примыкающих к стволу скважины (радиус исследования 1-2 м). Часто термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой. Классификация методов ГИС Название групп методов Название методов метод естественной поляризации (ПС) методы токового каротажа, скользящих контактов (МСК) метод кажущихся сопротивлений (КС), боковое каротажное зондирование (БКЗ) и др. Электрические

резистивиметрия метод вызванных потенциалов (ВП) индуктивный метод (ИМ) диэлектрический метод (ДМ) гамма-метод (ГМ) или гамма-каротаж (ГК)

Ядерные

гамма-гамма-метод (ГГМ) или гамма-гамма-каротаж (ГГК) нейтронный гамма-метод (НГМ) или каротаж (НГК) нейтрон-нейтронный метод (ННМ) или каротаж (ННК)

Термические Сейсмоакустические Магнитные

метод естественного теплового поля (МЕТ) метод искусственного теплового поля (МИТ) метод акустического каротажа сейсмический каротаж метод естественного магнитного поля метод искусственного магнитного поля

Электрические методы исследования скважин (ЭМ) основаны на регистрации – УЭС, проводимости горных пород, разности фаз переменного электромагнитного поля, разности потенциалов. В зависимости от регистрируемого информационного параметра ЭМ подразделяются на: Метод кажущегося сопротивления. измеряют разность потенциалов, с помощью которого определяют кажущее удельное электрическое сопротивление. Кажущие сопротивления зависят от сопротивления исследуемых пластов, их толщины, диаметра скважины, сопротивления промывочн жидк, диаметра зоны проникновения фильтрата ПЖ в пласт типа и размера зонда. Метод сопротивления экранированного заземления (боковой коратаж - БК). Особенностью БК является применение управления питающими электродами. Крайние электроды являются фокусирующимися, а центральный для измерения. Данный метод эффективен при изучении тонкослоистого разреза. Индукционный метод. Индукционный метод является бесконтактным и основан на возбуждении с помощью генераторной катушки в исследуемой среде переменного электромагнитного поля и измерении ЭДС, вызванной вихревыми токами, с помощью измерительной катушки. Индукционный метод используется для выделения нефтеносных и водоносных пород, определения строения переходной зоны и положения контактов нефть-вода, газ-вода. Метод микрозондов. В качестве микрозондов используют градиент-зонды и потенциал - зонды, зонды с фокусировкой тока – зонды бокового микрокаратажа. Метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС). Метод основан на изучение электрического поля, образующегося в скважине при разбуривании горной породы. Метод потенциалов вызванной поляризации. Потенциалы самопроизвольной поляризации измеряют с помощью измерительной установки, включающей электроды, компенсатор поляризации и регистрирующий прибор.

Радиоактивные и ядерно-магнитные методы исследований скважин, основаны на процессе естественной и искусственной радиоактивности излучений с веществом. Гамма-метод, базируется на регистрации естественного (самопроизвольного) гамма-излучения. Естественная радиоактивность горных пород прямо пропорциональна содержанию в них радиоактивных элементов. Осадочные породы, образовавшиеся в различных условиях осадконакопления, содержат различные концентрации УРАНА, ТОРИЯ, КАЛИЯ, следовательно, данным методом можно расчленить разрез осадочных пород по величине их естественной радиоактивности. Гамма-гамма-метод (ГГМ) – основан на регистрации гамма-излучения в процессе непрерывного перемещения измерительного зонда в скважине. При ГГМ регистрируется рассеянное гамма-излучение, которое образуется в результате взаимодействия (рассеяния) гамма-квантов, излучаемых специально установленными в скважинном приборе ГГМ источником, с окружающей скважинной средой. Нейтронные методы исследования скважин основаны на облучение пород нейтронами и регистрации вторичного нейтронного или гамма-излучения. Нейтронные методы исследования скважин осуществляют с помощью изотопных (ампульных) управляемых источников нейтронов. Применяется как в открытом, так и в обсаженном стволе скважины. С помощью ядерно-магнитного метода (ЯММ) исследуют особенности характера насыщения области-коллектора, литологию и коллекторские свойства пород с помощью возбуждения атомов исследуемых веществ внешним магнитным полем. Преимущество ЯММ перед другими методами ГИС является прямая зависимость его показаний от количества свободного флюида в пласте, независимо от его литологической принадлежности и предварительных сведений о свойствах флюида. Акустические методы исследования скважин (АМ) основаны на изучении полей упругих колебаний в звуковом и ультразвуковом диапазонах частот, возникающих в результате воздействия на окружающую среду с помощью специального излучателя либо при взаимодействии породоразрушающего инструмента (долота) с горной породой, либо при циркуляции жидкости и газа через перфорационные каналы или в затрубном пространстве колонны. Изучение амплитудно-частотных характеристик упругих колебаний в процессе бурения позволяет осуществить литологическое расчленение пород, а также контролировать текущее положения забоя скважины, определять степень износа долота. Скважинные сейсмоакустические методы – позволяют изучать геологический разрез в околоскважинном пространстве на расстояниях, более, чем на два порядка превышающих радиус исследования разреза методами ГИС. Сейсмический каротаж – это метод, основанный на возбуждении упругих колебаний на поверхности (или в неглубоких скважинах шурфах) и регистрации в скважине времени прихода приходящей волны с помощью сейсмической косы. Вертикальное сейсмическое профилирование – регистрирует все волны (детальные исследования) приходящие к расположенным в скважине сейсмоприемникам от источника упругих колебаний. Термические методы исследования скважин основаны на связи наблюдаемой в скважине температуры с теплофизическими свойствами горных пород, процессами, приходящими в недрах Земли, в системе скважина-пласт. В зависимости от физической природы наблюдаемых в скважинах тепловых полей различают: Методы естественного теплового поля основан на изучении стационарного поля, обусловленного региональным тепловым поток из недр, локальными тепловыми полями, формируемыми подвижными пластовыми флюидами. Метод искусственного теплового поля основа на изучении процессов нестационарного теплообмена между ГП и насыщенными их флюидами в системе скважина-пласт. Основным элементом скважинных приборов, применяющихся при термических исследованиях скважин, являются датчики температуры: резисторные, инфракрасные, полупроводниковые и термисторы волоконно-оптические.

8.2. Морская сейсморазведка (2D, 3D) и другие полевые методы поиска и разведки УВ. Физические основы и назначение. Сейсмическая разведка основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн. Волны создаются одним из следующих способов: 1) взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 м; 2) вибраторами; 3) преобразователями взрывной энергии в механическую. Скорость распространения сейсмических волн в породах различной плотности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстрее проникают сквозь нее волны. На границе раздела двух сред с различной плотностью упругие колебания частично отражаются, возвращаясь к поверхности земли, а частично преломившись, продолжают свое движение вглубь недр до новой поверхности раздела. Отраженные сейсмические волны улавливаются сейсмоприемниками. Расшифровывая затем полученные графики колебаний земной поверхности, специалисты определяют глубину залегания пород, отразивших волны, и угол их наклона. Морская сейсморазведка — единственный метод поисков структур в глубоких частях бассейнов. В ряде случаев сейсморазведка комплексируется с электроразведкой методом становления поля, гравиразведка – с гидромагниторазведкой. В сейсморазведке размерность системы наблюдений определяется пространством, в котором размещены источники и приемники. Когда источник и приемник совмещены, такая система наблюдений называется 1D сейсморазведка. В случае расположения вдоль одной линии (профиля) имеет место 2D сейсморазведка, называемая также профильной. 3D сейсморазведка использует площадную расстановку источников и приемников. Если учитывать еще и фактор времени (например, для мониторинга движения флюидов), то это уже будет 4D сейсморазведка. Также присутствует такое понятие, как компонентность системы. 1С –– одна компонента, чаще всего –– вертикальная z, что характерно для работ на продольных волнах. 2C –– двухкомпонентная сейсморазведка, например, при совместном наблюдении продольных и обменных поперечных SV волн. 3C –– все компоненты (x, y, z). Только 3D сейсморазведка позволяет точно восстановить положение границ в пространстве. 3D сейсморазведка имеет разные методики в сухопутном и морском исполнении. В свою очередь, морская сейсморазведка имеет два варианта – сейсморазведка с плавающими косами (кабелями) и донными косами. В 3D сейсморазведке информация собирается с некоторой площади, называемой блоком. Чаще всего блок состоит из нескольких параллельных линий приема (линии, на которой расположены сейсмоприемники) и одной линии возбуждения (линии, на которой расположены источники), расположенной перпендикулярно к линиям приема. Трассы каждой сейсмограммы регистрируются одновременно всеми линиями приема с одного из источников линии возбуждения. Количество сейсмограмм, получаемых при одном положении блока на площади равно числу источников на линии возбуждения. Основные параметры наблюдений – максимальные и минимальные удаления между источниками и приемниками, диапазон азимутов наблюдений, число удалений для каждого азимута определяют исходя из размеров блока Гравимагниторазведка Позволяет производить следующие работы:  Морские гравимагниторазведочные работы на нефть и газ  Поиск локальных магнитных аномалий от техногенных объектов на дне акватории океана  Предварительная обработка гравимагнитных данных  Построение карт, грвфиков аномального магнитного поля  Районирование площади исследований  Моделирование аномалий Морской магнитометр Позволяет проводить обследование дна океана, магнитометрическую съемку при поиске УВ, ферромагнитных объектов, гидромагнитную съемку в дифференциальном режиме, геологическое картографирование и построение карт аномального магнитного поля. Поисковым признаком служили локальные гравитационные минимумы, которые связывались с наличием залежей. Любым месторождениям нефти и газа соответствуют характерные локальные отрицательные аномалии ∆g. Современная аппаратура имеет погрешность определения ∆g в ± (0,03÷0,05) мГал на суше и ± (0,08÷0,13) мГал на море. Таким образом, гравиразведка тоже представляет собой критерий для поиска месторождений УВ, особенно четко выраженный на крупных из них, - наличие характерных локальных минимумов ∆g. Однако эти аномалии не дают информации о глубине залегания залежей. Для этого решались следующие задачи:  уточнение геологического строения территории;  тектоническое районирование;  выявление и трассирование разрывных нарушений;  выявление потенциально перспективных участков на обнаружение скоплений УВ сырья. Основной результат- график градиента магнитного поля по линии профиля.

Электрическая разведка При поисках и разведке месторождений нефти и газа электроразведку используют главным образом для изучения структурных условий залегания интересующих слоев осадочных пород, с которыми связаны залежи нефти и газа (структурная электроразведка). Электроразведка- предназначена для выявления и картирования границ слоев, а также многолетнемерзлых пород. Основана на измерениях сопротивления электрическому току в различных точках. В комплексе с другими полевыми геофизическими методами электроразведка находит применение для непосредственного выявления нефтегазовых залежей. Эта возможность основана на том, что нефте- и газосодержащие породы обычно имеют значительно более высокое электрическое сопротивление по сравнению с водонасыщенными породами и обладают свойствами поляризуемости. В электроразведке используют как искусственные, так и естественные переменные и постоянные электромагнитные поля. Искусственное поле получают при пропускании постоянного и переменного электрического тока через заземленные питающие электроды (гальванический способ) или через электрический контур на поверхности земли в виде петли достаточных размеров (индукционный способ). Технология- за судном буксируется коса электродов, измеряющих сопротивление электрическому току. Ток генерируется также буксируемым источником. Основной результат электроразведки- геоэлектрический разрез, на которым выделены слои с различным сопротивлением. Поскольку различные грунты имеют разное сопротивление это позволяет наполнить геоэлектрические слои вещественным составом. АЭРОГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ Аэрогеофизические методы и технологии находят свое применение на всех этапах изучения нефтегазоперспективных территорий, начиная с ранних стадий опоискования и вплоть до транспорта добытой нефти. При этом использование результатов аэрогеофизических съемок на ранних стадиях изучения перспективных территорий прочно вошло в практику мировых лидеров нефтяного бизнеса. МОБИЛЬНОСТЬ – использование серийной авиационной техники, оборудование летательного аппарата в течение нескольких дней; ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ - до 30 000 пог. км аэросъемок в месяц одним бортом; ДЕТАЛЬНОСТЬ – определение плановых и высотных координат точек наблюдений с точностью лучше 1.0 метр, выполнение кондиционных геофизических съемок вплоть до масштаба 1:5 000; ЭФФЕКТИВНОСТЬ – на порядок дешевле аналогичных наземных съемок без потери информативности. Получаемая с помощью аэрогеофизических технологий информация об особенностях строения кристаллического фундамента и осадочного чехла, уточнение структурно-тектонической позиции территории, возможность идентификации при благоприятных условиях прямых признаков локализации залежей углеводородов позволяют существенно снизить затраты на дорогостоящие 3D-сейсморазведку и поисковое бурение. ПОИСКОВЫЕ ГЕОХИМИЧЕСКИЕ РАБОТЫ Пробы отбираются на газовый, литогеохимический и углеводородный анализ. Отобранные пробы грунта герметизируются в двухслойные полиэтиленовые пакеты. Газовые пробы герметизируются в банки. На полевой базе осуществляется их дегазация. Проведены аналитические исследования донных проб: - храмотографический анализ на свободный газ ( С1- С6, Н2, СО2, N2 +О 2); - на легкие углеводороды (жидкие С7- С9, включая ароматические); - на тяжелые углеводороды (С10-С20) - приближенно количественный спектральный анализ на 37 элементов

8.3. Способы выделения нефтегазоносных пластов в разрезе морских поисковоразведочных скважин Все применяющиеся в настоящее время методы изучения разрезов скважин следует разделить на геологические, геофизические и геохимические. К геологическим методам относится изучение разреза скважины непосредственно по образцам горной породы, нефти, газа и воды. В разведочных керн отбирается только в пределах той части нефтегазоносной толщи, которая включает продуктивные пласты. В эксплуатационных скважинах керн отбирают в каждой десятой скважине только из нефтяных или газовых пластов для детального изучения их коллекторских свойств. В разведочных шлам отбирается только в интервалах нефтегазоносных свит. В эксплуатационных, нагне­тательных и наблюдательных скважинах шлам, как правило, не отбирают. В связи с небольшим процентом отбора керна в процессе бурения и его неполным выносом исключительно важное значение в общем комплексе изучения разрезов скважин приобретают методы промысловой геофизики. Геофизические исследования, как правило, проводятся в необсаженной скважине. После крепления скважины колонной можно проводить термометрию, акустический и импульсный каротаж. Комплекс геофизических исследований в опорных, параметрических и поисковых скважинах зависит от геолого-геофизических характеристик разрезов района. Смотри 1 Геохимические методы изучения разрезов скважин К геохимическим методам, получившим развитие при изучении разрезов скважин, следует отнести газовый, люминесцентный и гидрохимический. Газовый метод на практике включается в комплекс геофизических методов и применяется в опорных, параметрических и поисковых скважинах. При газовом каротаже ведется анализ газа, растворенного в глинистом растворе, а также изучается шлам под люминоскопом. Этим методом можно выявить газовые или нефтяные пласты в вскрываемом разрезе. Люминесцентному изучению подвергаются образцы керна, шлама, образцы, отобранные боковым грунтоносом, а также глинистый раствор. Часто этот метод применяется совместно с газовым каротажем. К геохимическим методам следует отнести изучение битуминозности образцов горных пород и вод в лабораториях или непосредственно на скважине с применением органических растворителей. При изучении скважин проводятся гидрохимические исследования, заключающиеся в определениях химического и битумного состава пластовых вод.

8.4 Петрофизические свойства пород - коллекторов, методики определения ФЕС осадочных пород Породы коллекторы характеризуются следующими свойствами: Пористость; Проницаемость; Гранулометрический состав; Удельная поверхность; Структура порового пространства; Минералогический состав; Структура и степень насыщения пласта флюидами. 1) Пористость - наличие пор (пустот) между частицами породы. Характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Отнесение различных горных пород к пористым обычно производится на основе значений коэффициента их общей пористости:       

Коэффициент эффективной пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа: 2) Проницаемость – это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Фильтрация идет, в основном, через капилляры, каналы и трещины. Физический смысл размерности проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды, через которые идет фильтрация. Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов. Бывает: а) абсолютная (физическая) – проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях: б) фазовая (эффективная) – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы. в) относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной. 3) Гранулометрический состав – количественное (массовое) содержание в породе зёрен или кристаллов различной крупности. Характеризует микронеоднородность пласта, в частности его дисперсность. Для оценки гранулометрического состава используются данные микроскопического, ситового и седиментационного анализа. Данные микроскопического изучения предпочтительны, т.к. пласт сохраняет свою природную структуру. 4) Удельная поверхность породы - величина суммарной поверхности породообразующих зёрен, частиц скелета или общая поверхность пор, каверн и трещин, приходящаяся на единицу объема образца. Способы определения.  разрушение породы (теряется структура);  шлиф;  используя породу как адсорбент, можно исследовать площадь адсорбции. Sтв=Q/(m); =310-7¼1710-7 гэкв/м2, где Q- количество адсорбируемого вещества; - количество вещества в монослое; m- масса вещества. 5) Структура порового пространства – это характер распределения пор по размерам, форме и конфигурации, а так же по взаимному расположению пор относительно друг друга.

Определяет возможность движения флюида в пласте и характеризуется однородностью. В зависимости от структуры поры бывают проточные и тупиковые. Типы пор: d  10 4 м Сверхкапиллярные поры с эф . Через такие поры хорошо фильтруются нефть, газ, вода; для них нехарактерны эффекты на границе фаз. d  10 7  10 4 м Капиллярные поры с эф . Такие поры проявляют эффекты межфазного взаимодействия, фильтрация в них затруднена. d  10 9  10 7 м Субкапиллярные поры с эф . Взаимодействие между твёрдой фазой и флюидом распространяется на всю пору. Для таких пор характерно явление начального градиента давления. d  10 9 м Микропоры с эф . Через такие поры флюид практически не фильтруется. Крупные поры отвечают за запасы, капилляры – за извлечение, поэтому при определённом соотношении запасы будут трудноизвлекаемы. 6) Минералогический состав. Минералогический состав пород нефтегазовых коллекторов влияет на величины извлекаемых запасов углеводородов, на фильтрационные и ёмкостные свойства пласта. Данные о минералогическом составе необходимы при проектировании и анализе эффективности физикохимических и тепловых методов воздействия на пласт и около скважинные зоны пласта. 7) Степень насыщения пласта флюидами. Степень насыщения пласта флюидами определяет промышленную ценность залежей и влияет на эффективность применяемых систем разработки. Разность объёмов, занимаемых открытыми порами и остаточной водой, характеризует нефтенасыщенную ёмкость коллектора. Коэффициент нефтегазонасыщения характеризует отношение нефтегазонасыщенной ёмкости к объёму всего открытого порового пространства коллектора. Методики определения физических свойств делятся на: прямые и косвенные. К ним относятся:  Анализ керна из разведочных скважин;  Скважинные геофизические исследования (каротаж);  Межскважинные геофизические исследования;  Скважинные гидродинамические исследования;  Межскважинные гидродинамические исследования;  Литолофациальный анализ.

8.5 Геолого- технологический контроль при бурении морских поисково- разведочных скважин. В практике геологоразведочных работ применяют прогрессивное направление промысловой геофизики (ГИС) – геолого-технологические исследования (ГТИ) в процессе бурения на суше и в море. ГТИ в процессе бурения в отличие от традиционных методов геофизических исследований скважин (ГИС) проводятся непосредственно в процессе бурения скважины. Они способны решать комплекс геологических и технологических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных на нефть и газ пластовколлекторов, изучение их фильтрационно-емкостных характеристик и характера насыщения, оптимизацию отбора керна, экспрессного опробования и изучения методами ГИС выделенных объектов, обеспечения безаварийной проводки скважин и оптимизацию режима бурения с целью достижения технико-экономических показателей процесса бурения. Основные задачи ГТИ Геологические задачи: 1. Оптимизация получения геолого-геофизической информации (выбор и корректировка интервалов отбора керна, шлама, образцов грунтов; интервалов и времени проведения ГИС; интервалов и времени проведения испытания и опробования).2. Оперативное литологическое расчленение разреза.3. Оперативное выделение пластов-коллекторов.И т.д. Технологические задачи: 1. Оптимизация процесса углубления скважины в зависимости от геологических задач (оперативное планирование режимно - технологической карты очередного долбления).2. Распознавание и определение продолжительности технологической операции.3. Выбор и поддержание рационального режима бурения контролем отработки долот.И т.д. Диагностические задачи: 1. Раннее обнаружение газоводонефтепроявлений и поглощений при бурении.2. Определение степени дегазации ПЖ в циркулярной системе в связи с возможностью продолжения бурения при проявлении.3. Диагностика предаварийных ситуаций в реальном масштабе времени. Планово-экономические задачи: 1. Определение технико-экономических показателей бурения.2. Определение баланса времени работы вахты, буровой бригады (станка).3. Подготовка и передача на верхний уровень управления сводных форм оперативной отчетности за вахту, долбление, сутки и по скважине с целом Научно-исследовательские (экспериментальные) задачи: 1. Проведение планируемых экспериментов с целью построения и уточнения математических моделей отдельных технологических процессов и свойств горных пород.2. Документирование испытаний новых технико-методических средств и технологий. Рассчитываются следующие параметры: - текущий забой; - положение долота; - механическая скорость бурения; - скорость бурения в данный момент времени; - нагрузка на долото; - сумма числа ходов; - суммарный объем бурового раствора; Все методы изучения разреза скважины в процессе бурения следует подразделить на две большие группы:  Методы с мгновенной привязкой информации к разрезу.  Методы с задержкой информации на величину отставания промывочной жидкости и шлама или на величину времени подьема инструмента и обработки информации (от десятков минут до десятков часов). Общая схема получения и использования комплексной геолого-технологической информации о процессе бурения

10.1. Инженерное сопровождение строительства морской скважины Инженерное сопровождение бурения – это комплекс организационных мер, операций и приемов, направленных на строительство скважины с номинальным качеством и оптимальными затратами Включает: • • • •

контроль за соблюдением технологии строительства скважины; анализ информации, получаемой в процессе бурения; разработка планов ликвидации аварий и осложнений в процессе бурения; контроль износа технологического оборудования. 1. Началом бурения скважины считается касание долотом дна моря Режимы бурения

• • •

нагрузка на долото; частота вращения ротора; расход и плотность бурового раствора

Далее бурение будет осуществляться с выходом БР на поверхность и замкнутой циркуляцией. Появляются новые параметры: • • • •

плотность бурового раствора на выходе; объем выходящего БР; температура БР на выходе. Так же появляется возможность анализа литологического разреза по выбуренной породе.

• • • • •

2. Подготовка ОК к спуску: удаление защитных колпаков с резьб; шаблонирование; нанесение на тело трубы номера; составление меры длины обсадной колонны; установка башмака на первую трубу.

• • • •

3 Цементирование ОК Для расчета требуемого количества тампонажного раствора необходимо знать: диаметр скважины; наружный диаметр ОК; коэффициент кавернозности; высота подъема тампонажного раствора

После спуска и цементирования кондуктора происходит монтаж колонной головки и установка блока ПВО, после чего производят опрессовку цементного кольца и тест на приемистость. 4. Испытание скважины Проверка скважины на приток 5. Ликвидация скважины По завершении испытаний разведочная скважина ликвидируется. Устанавливаются цементные мосты, обсадные колонны обрезаются ниже уровня дна моря.

10.2. Виды буксировки СПБУ. Перегон СПБУ на новую точку бурения. Перегоны тщательно подготавливают, выбирая наиболее благоприятный маршрут. На маршруте должны быть районы, защищенные от волнения (бухты, защитные гидротехнические сооружения), где установка могла бы отстояться, встав на колонны при получении неблагоприятного метеорологического прогноза. Ограничение на перегон — 5 баллов по волнению и 7 баллов по ветру. Перегон СПБУ на новую точку бурения — весьма ответственная операция. Большинство СПБУ являются несамоходными, и для их буксировки применяют специальные буксирные суда. Различают два вида буксировки СПБУ: 1. Короткий перегон (переход) с точки на точку в пределах разведываемой структуры и длительный перегон. Коротким обычно считают такой переход, для которого требуется время не более времени гарантированного прогноза погоды (продолжительность примерно до 12 ч). Перегон СПБУ более 12 ч производят при благоприятном прогнозе погодных условий (ветер, волнение и пр.). Допустимые величины ветра и волнения определяются проектом СПБУ. 2. Буксировка СПБУ на дальние расстояния из одного разведанного района в другой, намечаемый к разведке, или на базу профилактического ремонта и осмотра. На СПБУ при движении действуют следующие внешние силы (сопротивления): • • •

Буксировочное сопротивление, т. е. сопротивление находящейся в покое жидкости; Сопротивление встречного ветра; Сопротивление, вызванное взаимодействием волн с СПБУ. До начала буксировки разрабатывают проект перегона, в котором в зависимости от :

• • •

Расстояния Района плавания Достоверности и долгосрочности метеопрогноза Указываются:

• • •

Скорость буксировки Число и мощность буксиров Схема их расположения И другие мероприятия по осуществлению безопасного перехода

10.3. Постановка СПБУ на точку бурения Перед установкой СПБУ на точку бурения, проводят ряд изысканий: • • • • • •

инженерно- геологических

устанавливают течения лунные и штормовые приливы высоту штормовых волн за последние 50 лет отбор проб керна сейсмическая сьемку определяют рельеф морского дна,а также глубину воды

Буровая установка транспортируется на площадку производства работ. Непосредственно в точке проведения работ СПБУ ориентируется наиболее подходящим (выгодным) курсом. Курс постановки зависит, прежде всего, от гидрометеорологических параметров, т.е. буровая становится носом против преобладающих направлений ветров, течений и наиболее опасных волн. Керн отбирают на глубинах, превышающих глубину предполагаемого проникновения опор в грунт, а мелководную сейсмическую съемку проводят на 50% глубже предполагаемого заглубления опор. Если предполагается, что в месте установки опор могут быть заглубленные трубопроводы или другие предметы, то рекомендуется проведение магнитометрического обзора или другого метода с целью обнаружения металла. Если обнаружатся упомянутые преграды, то фактическое место установки корректируется с целью обеспечения достаточной защиты и соответствующего расстояния от опасного предмета или преграды. После положительных результатов обследования на точке, признанной пригодной для установки СПБУ, устанавливают заякоренный буй. До подхода СПБУ к точке установки подготавливают якоря, якорные цепи и рейдовые бочки. Крановое судно с подготовленными комплектами подходит к месту, обозначенному буями, после чего рейдовые бочки устанавливают так, чтобы СПБУ расположилась в определенном направлении. После этого СПБУ подводят на возможно близкое расстояние и удерживается двумя буксирами. Затем разматывают с лебедок СПБУ швартовые тросы и закрепляют на рейдовых бочках. После этого буксирным судном, соединенным с носовой частью СПБУ, дают натяжение тросам и наматывают на лебедки СПБУ швартовые тросы, фиксируя в заданном месте, затем приступают к спуску ног. После фиксации СПБУ в заданной области, начинается непосредственная постановка опорных колонн на грунт, пенетрация и стабилизация. Данная операция циклична и подразделяется на 4 главных этапа. Если за один цикл установить колонны и стабилизировать не удалось, то операции могут повторяться несколько раз. 1. Производится спуск и постановка всех колонн на грунт, сама установка находится на плаву. После завершения спуска, пята башмака (если грунт слабый, то может быть часть самого башмака) входит в грунт. В конце этапа происходит временная стабилизация, т.е. опоры не погружаются. 2. Буровая поднимается на 1 метр, но корпус не выходит из воды. После этого начинается набор балласта в балластные цистерны. Количество дополнительного балласта величина не постоянная и может быть различной в зависимости от условий на площадке. Продолжительность этапа около 3 часов. 3. Буровая приподнимается на опорах еще на 1,5 м. На этом этапе начинается собственно пенетрация опор. Задавливание колонн СПБУ производится попарно. Первую пару задавливают до тех пор, пока давление в цилиндрах подъемников не достигнет 25 % от номинальной нагрузки на колонну(ННК).Затем два диагонально расположенных подъемника останавливают, а остальной парой подъемников корпус поднимают до тех пор, пока в работающих подьемниках давление не достигнет 45 % от ННК, а в остановленных не упадет до нуля. Данный цикл повторяют до тех пор пока давление в гидроподъемниках не достигнет 75%. 4. Поле стабилизации, СПБУ выходит на рабочие режимы, поднимаясь над водой на расчетную величину. На этом этапе СПБУ передаётся для производства буровых работ.

12.1. Конструкции морских скважин. Особенности конструкций водоотделяющей колонны. Конструкции морских скважин отличаются расположением устья. Для СПБУ устье располагается под столом ротора. Направление забивается, либо бурится на морской воде с прокачкой бентонитовых пачек без циркуляции бурового раствора. Зачастую бурение ствола под кондуктор также проводят на морской воде. При использовании ППБУ и БС устье располагается на дне моря. В данном случае бурение проводят с использованием райзера (водоотделяющей колонны) или без него. Повышенные требования к БР и ограничено применение бурового раствора на водной основе. Основная функция райзера – создание отделённого от морской воды канала для циркуляции промывочной жидкости между скважиной и плавучей установкой. Кроме того, с помощью райзера монтируется на устье и поднимается на поверхность ППВО. К секциям райзера крепятся линии глушения и дросселирования. Над верхней секцией стояка расположено телескопическое соединение, служащее для компенсации вертикальных перемещений ПБУ. Телескопический компенсатор имеет проушины крепления канатов системы натяжения райзера. Величина натяжения зависит от глубины моря в точке бурения. Вертикальные и горизонтальные перемещения плавучей буровой установки, вызванные волнением моря, компенсируются различными системами натяжений, пневмогидрокомпенсаторами и угловыми шаровыми шарнирами. В конструкции райзера предусмотрен перепускной обратный клапан, который автоматически срабатывает и выравнивает давление внутри и снаружи в случае потери гидростатического столба жидкости в райзере (поглощение бурового раствора, аварийное отсоединение райзера от ПВО). Стандартная полноразмерная конструкция морских скважин и основные способы её реализации:  направление Ø 30" (762 мм;  кондуктор Ø 20" (508 мм);  первая техническая колонна Ø 133/8" (339,7 мм);  вторая техническая колонна Ø 95/8" (244,5 мм);  эксплуатационная колонна Ø 7" или 6 5/8" (177,8 мм или 168,3 мм).

12.2. Кустовой способ разбуривания морских месторождений. Строительство наклонно направленных скважин с большим отклонением ствола от вертикали. Кустом скважин называется такое их расположение, когда устья находятся вблизи друг друга на одной технологической площадке, а забои скважин – в узлах сетки разработки залежи. Все эксплуатационные скважины на море бурятся кустовым способом. Кустовой разбуривание месторождений позволяет значительно сократить размеры площадей, занимаемых бурящимися и эксплуатационным скважинами, не приводит к необходимости к перегону МБУ при бурении скважин под ПДК. Число скважин зависит от проектных характеристик МСП и варьируется от 20-30 и более. При разбуривании многопластовых месторождений число скважин в кусте может пропорционально увеличиваться. Чем больше скважин в кусте, тем больше отклонения забоев от устьев, увеличивается длина стволов, что приводит к росту затрат на проводку скважины. Возникает опасность встречи стволов, влекущие за собой тяжелые аварийные ситуации. Оптимальное число скважин в кусте определяется в зависимости от техникоэкономических показателей наклонного и вертикального бурения на месторождении. Основным критерием определения числа скважин в кусте является свободный суммарный дебит скважин и газовый фактор нефти. Эти показатели определяют пожароопасность скважины при открытом фонтанировании и зависят от технического уровня средств пожаротушения. Создают план куста. План куста – схематичное изображение горизонтальных проекций стволов всех скважин, бурящихся с данной кустовой площадки. План куста включает схему расположения устьев скважин, очередность бурения, проектные азимуты и смещения забоев скважин. Условия, вызывающие необходимость применения кустового бурения: технические - разбуривание кустовым бурением месторождений, залегающих под застроенными участками; технологические - во избежание нарушения сетки разработки при естественном искривлении скважины объединяют в кусты; геологические - разбуривание, например, многопластовой залежи; орографические - вскрытие кустовым бурением нефтяных и газовых месторождений, залегающих под водоемами, под участками земли с сильно пересеченным рельефом местности, при проводке скважин на продуктивные горизонты с отдельных морских буровых оснований или эстакад; климатические разбуривание нефтяных и газовых месторождений, например в зимний период, когда наблюдается большой снеговой покров, или весной во время распутицы и значительных паводков.Наибольший эффект от кустового бурения обеспечивается в условиях моря. Бурение с большим отходом от вертикали имеет ряд особенностей в силу физических процессов, происходящих в скважине. Так, при бурении интервалов с большим зенитным углом и горизонтальных участков бурильная колонна лежит на нижней стенке скважины и создание нагрузки на долото компоновкой низа бурильной колонны не всегда представляется возможным. Помимо крутящего момента, бурильные трубы подвергаются сжимающим нагрузкам. При создании дополнительного веса с помощью толстостенных бурильных труб, устанавливаемых на участке, близком к вертикальному, или с помощью веса верхнего силового привода, в бурильной колонне растут сжимающие напряжения. При определенном значении этих напряжений колонна начинает изгибаться, а затем закручивается в спираль (баклинг) и полностью теряет подвижность. На участках с большим зенитным углом сила тяжести, действующая на частицы выбуренной породы, направлена перпендикулярно течению промывочной жидкости. Для предотвращения скопления шлама на нижней стенке скважины скорость подачи бурового раствора должна быть выше, чем при бурении вертикальных и наклонно-направленных скважин. Устойчивость ствола скважины при бурении скважин с большим отходом от вертикали является ключевым и ограничивающим фактором, определяющим успех проекта, так как траектория таких скважин чаще всего проходит на небольшой глубине в слабосцементированных породах. Проблемы с нестабильностью ствола могут привести к увеличению времени на проработку ствола скважины, прихватам или потере дорогостоящего оборудования. Еще одним важным фактором, определяющим рентабельность строительства скважины, является проводка ствола скважины в продуктивном пласте. Ориентирование компоновки при бурении горизонтального участка в продуктивном пласте происходит преимущественно на основе каротажа в процессе бурения (LWD), что привело к появлению термина geosteering (геостиринг, геонавигация, геологическая проводка скважины).

12.3. Профиль горизонтальных скважин. Особенности проектирования профиля горизонтальных скважин. Специальные технологические средства по управлению траекторией ствола горизонтальной скважины. ГС – наклонно-направленная скважина, конечный интервал которой проходит по простиранию горизонтального пласта или с незначительным отклонением от горизонтали. Профиль ГС рассчитываем снизу вверх (для простых скважин допускается сверху вниз). Исходные данные: глубина кровли и подошвы продуктивного пласта; толщина продуктивного пласта и ее изменение по простиранию; направление (азимут) и протяженность горизонтального ствола; наличие зоны неустойчивых пород над продуктивным пластом; способы эксплуатации горизонтальной скважины; конструкция скважины и способ заканчивания. Профиль горизонтальной скважины состоит из направляющей части и горизонтального участка. Геометрия направляющей части профиля зависит от: горно-геологической структуры и литологии горных пород; конструкции скважины; протяженности горизонтального участка; мощности продуктивного пласта; возможности применения существующей технологии горизонтального бурения. Назначение направляющей части - выведение ствола под определенным углом в точку продуктивного пласта с заданными координатами.

Профиль 2 - Позволяет достичь максимального отхода. Профиль 3 - Применяется в 90% морских скважин. Скважины с горизонтальным участком протяженностью свыше 500 м в целях снижения сил сопротивления при перемещении бурового инструмента в скважине, а также создания достаточной нагрузки на долото целесообразно проектировать с большим радиусом кривизны (>300 м). При проводке ГС по среднему радиусу кривизны (100-300 м) повышается точность вскрытия продуктивного пласта и точность проводки горизонтального участка в самом пласте. Протяженность горизонтального участка при этом достигает 800-1000 м . Тангенциальный участок включается в тех случаях, когда требуется обеспечить конечное отклонение направляющего участка профиля от вертикали на проектной глубине, превышающее радиус кривизны участка увеличения зенитного угла. Скважины с малым и ультрамалым радиусом кривизны (60-10 и менее), применяемые при вскрытии маломощных продуктивных пластов, проектируются по 1 профилю. Снижается протяженность горизонтального участка. В пластах толщиной более 20 м профиль ствола может выпуклым. В условиях низких пластовых давлений рекомендуют вогнутые профили. Рекомендуют волнообразные профили, если

продуктивный пласт имеет небольшую толщину и неоднородную структуру. Волнообразный ствол может дать больший дебит. Применяют при отсутствии в подошве активных водо-, газоносных, поглощающих пластов, т.к. возможны выходы ствола за пределы продуктивного пласта. В настоящее время для управления траекторией ствола скважины используются ВЗД с кривым переводником и управляемые роторные системы. ВЗД с кривым переводником - в простейшем случае патрубок, имеющий некоторый угол между осями верхнего и нижнего резьбовых соединений. Кривой переводник чаще всего интегрирован в ВЗД и располагается ниже силовой секции, передавая вращение на долото через шарнирный вал внутри корпуса. Необходимость смены КНБК для бурения участков скважины с разными интенсивностями искривления или при чередовании участков с набором/уменьшением зенитного угла с прямыми привели к созданию управляемых систем. Первые управляемые системы чередовали роторный режим для бурения прямых участков с режимом слайдирования, при котором работал ВЗД с отклонителем. РУС имеют ряд преимуществ перед другими способами управления траекторией скважины: 1)Вращение всей бурильной колонны, что уменьшает риск прихвата инструмента. 2)Совместимость с большинством типов долот, в том числе PDC. 3)Плавный профиль скважины, по сравнению с ВЗД. Применение данных систем требует оперативного контроля за положением инструмента в процессе бурения. К современным средствам контроля траектории ствола скважины относят системы телеметрии различных производителей, передающих по гидравлическому каналу связи информацию о пространственной ориентации долота (зенитный и азимутальный углы), частоте вращения долота (при использовании ВЗД), нагрузке на долото.

12.4. Техника и технология строительства горизонтальных скважин по различным радиусам искривления Скважины с большим радиусом кривизны (>300 м). Характеризуются интенсивностью набора зенитного угла 2-6 град./30 м, который дает радиус 900-290 м. Проводка скважины осуществляется с помощью инструмента для направленного бурения. Горизонтальные участки имеют длину до 2500 м. Скважина с таким профилем используется, когда для достижения заданной точки входа в пласт требуется большое горизонтальное отклонение. Оборудование для бурения: Начальное искривление скважин производится компоновками с забойными двигателями. Такие компоновки могут содержать обычный забойный двигатель с кривым переводником, но обычно включают забойный двигатель с регулируемым углом перекоса (SMA). Если SMA используется для бурения участка набора ЗУ, то его обычно применяют и для бурения участка стабилизации ЗУ. Если вместо SMA для начального искривления скважины используют забойный двигатель с кривым переводником, участок стабилизации зенитного угла часто бурят роторной компоновкой (КНБК). После проходки участка стабилизации ЗУ для набора зенитного угла перед горизонтальным участком используют компоновку, включающую забойный двигатель с регулируемым углом перекоса (SMA). Горизонтальный участок обычно бурят забойным двигателем с регулируемым углом перекоса, рассчитанным на интенсивность резкого перегиба 2-3 град./30 м при ориентированном бурении. Избегают применять компоновки с большими углами перекоса, чтобы свести к минимуму крутящий момент на роторе и нагрузку на крюк при подъеме и увеличить стойкость долота и межремонтный период забойного двигателя. Рейсы с роторными компоновками осуществлялись успешно в тех горизонтальных участках, где не требовалось управлять азимутом скважины. Крепление скважин обсадной колонной: при креплении скважин башмак ОК устанавливают обычно перед конечным участком набора ЗУ или после окончания бурения участка набора ЗУ. Глубина установки зависит от пород геологического разреза и ожидаемых осложнений в открытом стволе. При минимальных осложнениях промежуточную колонну часто спускают до конца последнего участка набора ЗУ. Это позволяет установить эксплуатационную колоннухвостовик в прямом участке, а не в зоне изгиба. Если ожидаются осложнения при бурении участка стабилизации ЗУ, башмак промежуточной колонны можно устанавливать выше последнего участка набора ЗУ. Это уменьшает протяженность открытого ствола до бурения в заданном объекте. Достоинства бурения по большому радиусу: -более низкая интенсивность резких перегибов (DLS); длинный горизонтальный участок (по сравнению с профилем с малым радиусом искривления); возможность достижения большого горизонтального отклонения забоя от устья; уменьшение ограничений на диаметры скважины и оборудования; возможность расширения диапазона схем заканчивания; возможность бурения компоновками, включающими забойный двигатель с регулируемым углом перекоса. Недостатки бурения по большому радиусу: большая протяженность участков скважины, на которых необходимо контролировать траекторию; большая протяженность открытого ствола; увеличивается общая глубина скважины по стволу; возможно увеличение стоимости строительства скважины. Скважины со средним радиусом искривления Горизонтальные скважины со сред. радиусом искривления имеют интенсивность набора зенитного угла 7 – 35 град./ 30 м, радиусы искривления 50-300 м и горизонтальные участки длиной до 2500 м.

На практике скважина считается скважиной со средним радиусом искривления, если КНБК нельзя вращать после проходки участка набора зенитного угла со средним радиусом искривления. Максимальная интенсивность набора зенитного угла при бурении в начале криволинейного участка со средним радиусом искривления при бурении ограничена пределами на изгиб и кручение для бурильных труб по стандарту АНИ. Оборудование: При работах со средним радиусом искривления в участке скважины с высокой интенсивностью набора ЗУ применяются компоновки с двойным перекосом. Они рассчитаны на набор ЗУ с интенсивностью до 35 град. / 30 м при ориентированном положении компоновки (т.е. без вращения бурильной колонны). Проектная интенсивность набора ЗУ определяется размерами и размещением отклоняющих устройств и стабилизаторов и обычно для забойных двигателей достигает 16 град. / 30 м. Компоновки с одним отклонителем могут быть использованы как при роторном, так и при бурении с использованием забойного двигателя. Обсадные колонны: обычно ОК устанавливается непосредственно над точкой отклонения скважины от вертикали или новый ствол забуривается из существующей ОК. достоинства: уменьшение длины открытого ствола; уменьшение крутящего момента и усилия на крюке при подъеме; управление траекторией скважины осуществляется на более коротком интервале; возможность обеспечить, по сравнению с искривлением скважины по малому радиусу, большое горизонтальное отклонение; возможность многозабойного бурения из одной скважины недостатки: могут потребоваться специальные инструменты, например КНБК с двойным перекосом; требуются специальные методы бурения (например отсутствие вращения бурильной колонны при работе КНБК на участке набора ЗУ затрудняет очистку скважины). Если требуется вращение бурильной колонны (например, для проработки скважины), большие циклические напряжения изгиба ускоряют усталость материалов элементов; более высокие интенсивности при резком перегибе ограничивают возможности каротажа и схемы заканчивания скважины. Скважины с малым радиусом искривления Горизонтальные скважины с малыми радиусами искривления имеют интенсивность искривления набора зенитного угла 5-10 град./метр, которому соответствует радиус искривления 30-12 м. Длина горизонтального участка находится в диапазоне 60-275 м. Профиль находит наибольшее распространение при бурении дополнительных стволов из имеющихся скважин. Скважина бурится вертикально и искривляется по малому радиусу непосредственно в кровле пласта или в самом пласте. Оборудование: при достижении угла в 90 град., спускают спец. компоновку для стабилизации ЗУ, чтобы бурить горизонтальный участок. Эта специальная компоновка для стабилизации ЗУ приводится в действие трубами с шарнирными соединениями, позволяющими вращаться им в стесненном пространстве скважины, искривленной по малому радиусу. В последнее время на некоторых скважинах использовались системы с забойным двигателем с шарнирными соединениями для профилей с малым радиусом искривления. Конструкция скважины: так как профиль скважины с малым радиусом искривления используется для многозабойного бурения, большинство скважин с малым рад. искривления заканчивают открытым стволом. Иногда спускают хвостовик со щелевидными отверстиями. Скважины со сверхмалым радиусом искривления Позволяют изменить направление скважины от вертикального до горизонтального по радиусу <6 м. При этом используется не система бурения в обычном смысле этого слова, а система специального назначения с высоконапорной гидромониторной промывкой.

12.5. Средства измерения и контроля параметров траектории ствола наклонно направленных и горизонтальных скважин. Для контроля параметров траектории ствола используются инклинометрические системы: - системы, используемые при традиционных технологиях каротажа на кабеле в открытом стволе; - системы, встраиваемые в компоновку буровой колонны и обеспечивающие контроль угловых параметров пространственной ориентации бурового инструмента непосредственно в процессе бурения (инклинометрические системы или телесистемы). Простейшие ИнС позволяют измерять азимут, зенитный угол и визирный угол (угол положения скважинного объекта в апсидальной плоскости), причем азимут можно измерить только в немагнитной среде: открытый ствол, алюминиевые трубы, диамагнитные трубы. В стальных трубах нужен гироскопический датчик (измеряет направление в неподвижном положении относительно изначальной ориентации гироскопа). Забойные инклинометры должны быстро и в удобном виде выдавать информацию о пространственном положении ствола скважины. Величины, измеряемые скважинным снарядом инклинометра (азимут, зенит, положение отклонителя, температура, вибрационные и ударные нагрузки, напряжение питания скважинной части снаряда), передаются по каротажному кабелю на поверхность Земли, где располагается блок связи с микроЭВМ и персональный компьютер. Если нужно замерять параметры траектории в зоне продуктивного пласта, то используются телеметрические системы (MWD – измерения в процессе бурения). Забойная телесистема должна быть переносной и использоваться с учетом эксплуатации непосредственно на буровой. Конструкция прибора должна учитывать тяжелые условия эксплуатации (должен быть вибро- и ударопрочным) как при бурении, так и при транспортировке, должен выдерживать большие температурные колебания (-10°+120°С) и большие гидростатические давления. Если в процессе бурения необходимо проводить ГИС, то используются системы LWD (каротаж в процессе бурения).

Состав модулей Инклинометрия Кавернометрия

Технические особенности Определение траектории горизонтального участка Регистрация диаметра скважины ультразвуковым либо плотностным методом

Электромагнитный каротаж

Регистрация удельного сопротивления породы на различных радиусах исследования

Гамма-каротаж

Регистрация естественного гамма-излучения породы – как в интегральном, так и азимутальном режимах (имидж ГК)

Нейтронный каротаж

Лито-плотностной каротаж

Параметры интерпретации

Регистрация гамма-излучения вследствие облучения породы потоком нейтронов – как в интегральном, так и азимутальном режимах (вверх, вниз, вправо, влево)

Заключение по характеру насыщения коллектора в горизонтальном участке Заключение по литологическому расчленению продуктивного пласта в горизонтальном участке Заключение по пористости породы и литологическое расчленение разреза (совместно с литоплотностным каротажем) Заключение по пористости породы и литологическое расчленение разреза (совместно с нейтронным каротажем)

Каналы связи: 1. встроенный в инструмент проводной; 2. гидравлический беспроводной (информация передаётся по столбу жидкости, заполняющей бурильные трубы, импульсами давления); 3. электрический беспроводной (информация передаётся посредством электрического поля низкой частоты). 4. акустический канал связи (используют звуковые колебания, распространяющиеся в скважине по промывочной жидкости, колонне бурильных труб или окружающей породе); 5. комбинированный канал связи.

12.6. Заканчивание горизонтальных скважин. Проектирование технологической оснастки низа обсадных колонн во взаимосвязи с траекторией наклонно направленных и горизонтальных скважин. Создание рациональной конструкции забоя скважин — это обоснование его наружного и внутреннего диаметров, выбор типа фильтра, обоснование (констатация) характера сообщения ствола скважины с продуктивным пластом с учетом результатов исследования механизма проявления горного давления в ПЗП и разрушения коллектора при движении флюида пласта. В понятие конструкции забоя скважины входит набор технико -технологических решений по оборудованию забоя и призабойной зоны скважин, обеспечивающих связь с пластом, при которых скважина будет работать с оптимальным (или максимальным) дебитом, а ПЗП не разрушаясь (или при минимальном разрушении), позволяла бы работать длительное время без ремонта. 1. Конструкция ПЗП с закрытым забоем. В этом случае продуктивный пласт (пласты) перекрывается сплошной колонной или хвостовиком с последующими цементированием и перфорацией. 2. Конструкция ПЗП с открытым забоем. Продуктивный незацементированным, обсаживается либо не обсаживается фильтром.

пласт

(пласты)

остается

3. Конструкция ПЗП смешанного типа. Нижняя часть продуктивного горизонта остается открытой (или обсаженной фильтром), а верхняя перекрывается обсадной колонной (хвостовиком) с последующими цементированием и перфорацией. 4. Конструкция ПЗП для предотвращения выноса песка. Против продуктивного пласта устанавливают забойные фильтры различных типов или используют проницаемый тампонажный материал. Фильтры – бывают перфорированные (с высверленными отверстиями) и щелевидные. Фильтры с магниевыми заглушками. Циркуляция идет нормально через башмак, а для открытия отверстий закачивают кислоту. Проектирование технологической оснастки ОК направленной скв., а именно расчет расстояния между центраторами, их числом в колонне проводится обычно без учета требований технологии проводки ННС и ГС. Для того, чтобы обеспечить дальнейшее углубление ствола скв. по заданной траектории, необх. обеспечить центрирование низа ОК таким образом, чтобы совместить оси искривления скв. и колонны. Для определения расстояния между центраторами, расположенными на нижней части ОК, причем независимо от их общего числа по всей длине колонны, перед спуском ОК по результатам инклинометрических замеров, строится фактическая траектория и профиль ствола скв. В зависимости от требований дальнейшего бурения по проектному профилю, выбирается соответствующий тип КНБК. 1)Для случая если спуск ОК приходиться на участок набора зенитного угла и после крепления необходимо добрать угол, с этой целью необходимо поставить один центратор в районе башмака ОК, а второй удалить на расстояние обеспечивающее создание необходимого угла между осью ОК и скв. При этом зазор между ОК и скв достаточен для цементирования. 2)Стабилизация. Когда при дальнейшем бурении скв., требуется стабилизировать зенитный угол скв. или ствола. Низ ОК должен быть оснащен т.о., чтобы угол поворота оси колонны () у башмака ОК=0, т.е. чтобы ось ОК была совмещена с осью ствола скв. Такое положение может быть достигнуто путем установки первого центратора в зоне башмака, а второго на определенном расстоянии. 3)Для сбития угла. когда ОК спускается на глубину, где согласно профилю скв., при дальнейшем углублении следует осуществить уменьшение зенитного угла. В этом случае низ колонны оснащается одним центратором, удаленным от башмака ОК на макс. допустимое расстояние lц3, при котором нижний консольный конец ОК, прогибаясь, не касается стенки скв. и остается зазор, достаточный для обеспечения надежного цементирования При сплошном отборе продукции из всей продуктивной зоны эффективность использования горизонтального ствола скважины низкая, т.к. нет возможности создания необходимой депрессии для удаленных участков горизонтальной продуктивной зоны. Это приводит к неравномерной и неполной выработке запасов и, при близком расположении водоносных горизонтов в начальном (30%) участке скважины, преждевременному подтягиванию воды. Поэтому необходимо разобщение продуктивной зоны на ряд участков без цементирования обсадной колонны в этой зоне. Это может быть реализовано путем использования заколонных гидравлических проходных пакеров.

12.7. Восстановление морских бездействующих нефтяных и газовых скважин путем проводки дополнительного наклонно направленного и горизонтального ствола.

1. 2. 3.

1. 2. 3.

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 1. 2. 3. 4. 5.

Направленное бурение дополнительных стволов из обсаженных скважин - эффективное средство увеличения производительности малодебитных скважин за счет вскрытия пропущенных продуктивных объектов или возрождения скважины, пробуренной в слабопроницаемых пластах. Технология бурения дополнительных стволов из эксплуатационной колонны позволяет: восстановить приток нефти и газа; увеличить дебит нефти и газа за счет вскрытия продуктивных пластов горизонтальным стволом; сократить объем бурения новых скважин и уменьшить капитальные вложения на разработку месторождений. Ствол из обсаженной скважины забуривают по трем схемам: с использованием стационарного клинового отклонителя через щелевидное окно в обсадной колонне; с применением стационарного или съемного отклонителя в интервале вырезанного участка обсадной колонны; с помощью отклонителей на базе забойных двигателей в интервале вырезанного участка обсадной колонны. Также если обсадная колонна зацементирована не до устья, можно отфрезеровать ее, поднять и пробурить скважину большего диаметра (на морских месторождениях цементируем всегда до устья). Основная цель технологии забуривания заключается в формировании нового направленного ствола скважины в пределах вырезанного участка обсадной эксплуатационной колонны. Область применения восстановления скважин при помощи БС: Скв с низкопроницаемыми терригенными коллекторами малой толщины Скв с многослоистыми пластами где нужна большая степень охвата Месторождения с ограниченной возможностью ведения буровых работ Пласты с малым диапазоном между Рпл и Рнас Обводненные зоны разбуренных площадей Краевые участки залежей, которые не вовлечены в разработку Неразрабатываемые выше и нижележащие пласты Скважина, забой который расположен ниже линии ВНК Реанимация аварийной или бездействующей скважины. Технология забуривания включает следующие этапы: определение интервала забуривания; выбор типа долота; проектирование отклонителя; ориентирование отклонителя; бурение направленного ствола скважины. Схемы заканчивания боковых стволов • Открытый ствол • Спуск хвостовика без цементирования и с цементированием • Спуск фильтра

12.8. Неориентируемые КНБК для строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин. Неориентируемые КНБК – не можем управлять с поверхности их пространственным положением в пласте. Изменяя конструкцию роторной забойной компоновки, можно изменить угол наклона бурильной колонны. Изменение места расположения стабилизатора позволило влиять на состояние равновесия забойной компоновки, заставляя ее увеличивать, сохранять или уменьшать угол отклонения ствола от вертикали. Скорость, с которой роторная забойная компоновка наращивает или уменьшает угол, определяется такими переменными как расстояние между стабилизаторами, диаметр и жесткость утяжеленных бурильных труб (УБТ), угол падения пласта, скорость вращения, нагрузка на долото, твердость пласта и тип долота. Способность обеспечить равновесие забойной компоновки с учетом всех этих факторов определяет успех достижения объекта бурения. Забойная компоновка, в которой наддолотный стабилизатор бурильной колонны располагается под несколькими УБТ, будет стремиться наращивать угол при оказании нагрузки на долото (рис. 2). В такой конфигурации УБТ над стабилизатором будут изгибаться, а наддолотный стабилизатор будет играть роль точки опоры, толкая долото к верхней части скважины. Для уменьшения угла используют другую забойную компоновку. В ней присутствует один или несколько стабилизаторов; УБТ под нижним стабилизатором в забойной компоновке играют роль маятника, что обеспечивает стремление долота к нижней части скважины под действием силы тяжести. После достижения желаемого угла можно использовать другую забойную компоновку для его сохранения. В стабилизированной компоновке имеется несколько стабилизаторов, расположенных равномерно по всей ее длине, которые служат для повышения жесткости компоновки.

Для отклонения скважины от вертикальной траектории применяются и другие механические средства, чаще всего — клиновый отклонитель. Принцип его действия прост: он представляет собой длинный стальной клин, вогнутый с одной стороны, для удержания и направления буровой компоновки. Клиновый отклонитель можно ис-пользовать как в открытом, так и в обсаженном стволе. Его спускают на требуемую глубину, ориентируют на желаемый азимут, а затем закрепляют, создавая направляющую для начала тклонения ствола от вертикали. Совмещение двигателя и кривого переводника позволило намного более точно контролировать направление наклона, одновременно значительно увеличив угол возможного набора кривизны. Первые забойные компоновки имели фиксированный угол наклона, и для его корректировки требовалось извлекать их из скважины. С помощью таких управляемых двигателей наклон скважины создается следующим образом. Кривой переводник обеспечивает снос долота, необходимый для инициирования и сохранения изменений в направлении его движения. Через три геометрические точки прикосновения — долото, наддолотный стабилизатор бурильной колонны на двигателе и стабилизатор над двигателем — проходит дуга, по которой следует траектория скважины.

12.9. Классификация многозабойных скважин. Перспективы применения многозабойных скважин для разработки морских месторождений. МЗС - это скважины, имеющие в нижней части основного ствола разветвления в виде двух и более протяженных горизонтальных, пологонаклонных или волнообразных стволов, у каждого из которых интервал вскрытия продуктивного пласта, как правило, в два раза и более превышает толщину пласта. МЗС подразделяются на следующие типы: - многозабойные скважины с горизонтальными и наклонно-направленными стволами, пробуренными из основного ствола; - радиальные скважины, в которых из одного горизонтального ствола бурится система радиальных стволов.

Уровень 1 – уход в сторону боковым открытым стволом или безопорное сочленение. Уровень 2 – обсаженная и зацементированная главная скважина и боковой открытый ствол или частично цементированный хвостовик. Уровень 3 – обсаженная и зацементированная главная скважина с нецементированным боковым хвостовиком, механически подсоединенным к главному стволу (соединение показано красным цветом). Позволяет осуществить избирательный доступ к боковым отводам и повторный ввод инструмента. Уровень 4 – обсаженная и зацементированная главная скважина с зацементированным боковым хвостовиком, механически подсоединенным к главному стволу. Уровень 5 – обсаженная и зацементированная главная скважина и нецементированный или зацементированный боковой хвостовик, гидравлически изолированный и герметичный, что обеспечивается дополнительным оборудованием для заканчивания скважин (пакерами, сальниками и трубками), размещаемым внутри главного ствола. Уровень 6 – обсаженная и зацементированная главная скважина и нецементированный или зацементированный боковой хвостовик, гидравлически изолированный и герметичный, что обеспечивается основной обсадной колонной в месте сочленения бокового хвостовика без размещения дополнительного оборудования для заканчивания скважин внутри главного ствола. Область применения: 1. низкпроницаемые коллекторы; 2. Многослойные залежи; 3. обособленных частях залежи; 4. Использование для разработки месторождений спутников.

Применение в

Дальнейшие перспективы широкого применения в практике разработки морских месторождений могут получить двухзабойные и многозабойные скважины с большой протяженностью стволов в продуктивном горизонтеэффективно бурение двухзабойных скважин на отдаленных от платформы участках - в этом случае снижается проходка в непродуктивном разрезе. Строительство дополнительных наклонных и горизонтальных стволов и ответвлений из обсаженных эксплуатационной колонной малодебитных и бездействующих скважин производится с целью повышения дебита или восстановления и ввода их в фонд действующих. Скважины, подлежащие восстановлению делятся на три категории: - скважины, в которых бурение стволов и ответвлений производится после вырезания "окна" или удаления части эксплуатационной колонны; - скважины, в которых бурение стволов и ответвлений производится после извлечения части эксплуатационной колонны; - скважины, в которых производится углубление забоя из существующей эксплуатационной колонны.

12.10. Профили наклонно направленных скважин. Преимущества и недостатки различных типов профилей. Типы профилей: Тангенциальный, J – образный, S - образный; Профиль наклонно направленной скважины выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку пласта при допустимом отклонении. Профиль добывающей наклонно направленной скважины состоит из направляющей части, включающей все участки профиля от устья скважины до точки с заданными координатами, которая расположена в кровле или непосредственно в нефтесодержащем пласте, и завершающего участка, в пересекающего этот пласт в поперечном направлении. Так как для наклонно направленных скважин форма завершающего участка не регламентируется, то проектируется и рассчитывается только геометрия направляющей части профиля. Профили скважин классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. Двухинтервальный профиль (а) содержит вертикальный участок и участок набора зенитного угла. Он обеспечивает максимальный отход скважины, но требует постоянного применения специальных компоновок на втором интервале, что приводит к существенному увеличению затрат средств и времени на бурение. Трехинтервальный тип профиля, состоящий из вертикального участка, участка набора зенитного угла и третьего участка, имеет две разновидности. В одном случае (б) третий участок прямолинейный (участок стабилизации зенитного угла), в другом (в) - участок малоинтенсивного уменьшения зенитного угла. Трехинтервальные профили рекомендуется применять в тех случаях, когда центрирующие элементы компоновок низа бурильной колонны мало изнашиваются в процессе бурения (сравнительно мягкие, малоабразивные породы). Такие типы профилей позволяют ограничить до минимума время работы с отклонителем и при наименьшем зенитном угле скважины получить сравнительно большое отклонение от вертикали. Четырехинтервальный тип профиля (г) включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла, участок стабилизации и участок уменьшения зенитного угла. Его применение рекомендуется при значительных отклонениях скважин от вертикали (свыше 300 м). Редко применяемая на практике разновидность четырехинтервального профиля включает в себя четвертый интервал с малоинтенсивным увеличением зенитного угла (д), что обеспечивается применением специальных КНБК. Реализация такого профиля технически затруднена. При большой глубине скважины в четырехинтервальном типе профиля первой разновидности в конце четвертого интервала зенитный угол может уменьшиться до нуля, что при дальнейшем углублении скважины ведет к появлению пятого вертикального интервала (е). Для обеспечения попадания ствола в заданную точку вскрытия продуктивного горизонта в реальной практике бурения, профиль скважины может содержать еще несколько дополнительных интервалов, например, набора зенитного угла, его стабилизации и т. д. Поэтому могут быть шести, семи, и более интервальные профили скважин. Большинство скважин, проводка которых осуществляется ведущими буровыми фирмами в США и Англии, проектируются по S-образному четырехинтервальному профилю. Всё большее применение находит тангенциальный профиль, чаще всего используемый в целях достижения значительных отклонений от вертикали. Данные профили проектируются в одной плоскости, т.е. являются плоскими. При проводке скважин в сложных горно-геологических условиях, когда геологические факторы оказывают значительное воздействие на траекторию скважины, используются профили пространственного типа, предусматривающие участки с естественно изменяющимся зенитным углом и азимутом. Проектирование такого профиля предполагает расчет координат устья скважины относительно координат проектной точки забоя с использованием выявленных закономерностей азимутального искривления скважины либо забуривание участка начального искривления отклонителем в азимуте, учитывающем закономерности естественного искривления скважины при дальнейшем бурении.

12.11. Крепление наклонно-направленных и горизонтальных скважин Виды заканчивания: 1. Открытый ствол. Заканчивание с открытым стволом ограничивается устойчивостью пород. Трудно управлять процессом добычи или нагнетания вдоль ствола скважины. 2. Заканчивание с использованием щелевидного хвостовика. Основная цель использования этого метода - предотвращение разрушения ствола горизонтальной скважины. Кроме того, хвостовик обеспечивает возможность спуска различных инструментов, типа гибких НКТ, в горизонтальную скважину. Возможно использование трех типов хвостовиков: a) перфорированные хвостовики, в которых сверлят отверстия; b) щелевидные хвостовики, в которых фрезеруются щели различной ширины и длины; c) хвостовики, состоящие из двух перфорированных труб, промежуток между которыми заполнен гравием. Щелевидные хвостовики ограничивают доступ песка посредством выбора соответствующих размеров отверстий и ширины щелей. Однако этот тип хвостовиков восприимчив к закупориванию. В неуплотненных породах для ограничения поступления песка использовались щелевидные хвостовики, обернутые металлической сеткой. Отмечается успешное использование гравийных фильтров для предотвращения поступления песка в горизонтальные скважины. Основной недостаток щелевидных хвостовиков состоит в дом, что эффективная интенсификация скважины может быть затруднена вследствие открытого кольцевого пространства между хвостовиком и скважиной. Аналогично селективная добыча и нагнетание также затруднены. 3. Хвостовик с частичной изоляцией. В настоящее время для разделения длинного горизонтального ствола на несколько коротких секций на щелевидных хвостовиках устанавливаются наружные пакеры (ECPS). Этот метод обеспечивает локальную изоляцию зон, что делает возможным процесс интенсификации или контроля добычи вдоль ствола скважины. 4. Зацементированные и проперфорированные хвостовики. Цементировать и перфорировать хвостовики можно в скважинах со средним и длинным радиусом искривления. Цементный раствор, используемый при заканчивании горизонтальных скважин, должен иметь значительно меньшее содержание свободной воды, чем цементный раствор, используемый для цементирования вертикальных скважин. В горизонтальной скважине, вследствие сил гравитации, свободная вода отделяется в верхней части скважины, а более тяжелый цемент оседает на дно. Это приводит к некачественному цементированию. Необходимо проводить тест на содержание свободной воды в цементом растворе по крайней мере под углом в 45°. Конструкцию скважин выбирают исходя из требований успешного доведения скважин до проектных глубин; качественного вскрытия продуктивных горизонтов, обеспечивающего сохранность естественной проницаемости пласта или улучшающего ее; эксплуатации скважин эффективными методами в период разработки месторождений. При проектировании конструкции скважин число и глубину спуска обсадных колонн выбирают в соответствии с требованиями недопущения несовместимых условий бурения отдельных интервалов ствола, когда параметры технологического процесса бурения нижележащих интервалов вызывают осложнения в верхней необсаженной части скважины. Высоту подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве устанавливают исходя из геологических особенностей месторождения. На море цемент поднимают до устья. Обсадные трубы изготовляют из углеродистых и легированных сталей. Для крепления нефтяных и газовых скважин в основном применяют обсадные трубы, выпускаемые по ГОСТ 632-80 с нормальной и удлиненной резьбами, отличающиеся повышенной прочностью. Обсадные колонны для наклонно направленных и горизонтальных скважин рассчитывают на растягивающую нагрузку, наружное и внутреннее избыточные давления. Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны с целью повышения ее проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках. Башмаки присоединяют к нижней части обсадной колонны на резьбе или сварке. Направляющие насадки в основном изготовляют из чугуна или бетона. Башмачный патрубок с отверстиями применяют в тех случаях, когда существует опасность забивания промывочных отверстий направляющей насадки. Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10-20 м выше него. Обратные клапаны изготовляют корпусными и бескорпусными. По виду запорного элемента они делятся на тарельчатые, шаровые и имеющие шарнирную заслонку.

По принципу действия различают три группы обратных клапанов: а) исключающие перемещение жидкости из заколонного пространства в обсадную колонну при ее спуске в скважину; б) обеспечивающие самозаполнение спускаемой обсадной колонны буровым раствором при определенном (задаваемом) перепаде давлений над клапаном и в заколонном пространстве, но исключающие возможность обратной циркуляции раствора; в) обеспечивающие постоянное самозаполнение обсадной колонны раствором при спуске в скважину и позволяющие ее промывку методом обратной циркуляции, они включаются в работу после доставки запорного элемента клапана с поверхности в его корпус. Упорное кольцо (кольцо «стоп») предназначено для получения четкого сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины. Его изготовляют из серого чугуна и устанавливают в муфте обсадной колонны на расстояния 10-30 м от башмака. Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором и качественного разобщения пластов. Центраторы по конструкции делятся на разъемные и неразъемные, пружинные и жесткие, а по характеру закрепления пружинных планок - на сварные и разборные. Скребки используют для разрушения корки бурового раствора на стенках скважины при расхаживании обсадной колонны в процессе ее цементирования и образования прочного цементного кольца за обсадной колонной. Турбулизаторы предназначены для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве при цементировании скважины. Их устанавливают на обсадной колонне в зонах расширения ствола скважины на расстоянии не более 3 м друг от друга. Лопасти турбулизаторов могут быть металлическими или резиновыми. Муфты ступенчатого цементирования применяют для крепления скважин в тех случаях, когда возникает необходимость подъема тампонажного раствора на большую высоту (до 3000 м и более). Разъединители хвостовиков и секций обсадных колонн предназначены для безопасного спуска на бурильных трубах и для цементирования потайных колонн (хвостовиков) или секций обсадных колонн и последующего отсоединения от них бурильных труб. Разъединители делятся на резьбовые (левая резьба) и безрезьбовые, к которым относятся кулачковые, замковые и штифтовые разъединители. Подвесные устройства применяют для подвешивания хвостовиков или секции обсадных колонн в стволе скважины с целью предотвращения их изгиба от действия собственного веса. Глубинную подвеску потайных колонн и секций обсадных колонн при креплении скважин производят тремя способами: на цементном камне, клиньях и опорной поверхности. Соединители секций обсадных колонн предназначены для глубинной стыковки секций обсадных колонн и образования с их помощью сплошной обсадной колонны. Они подразделяются на устройства для соединения цементируемых и нецементируемых (съемных) секций обсадной колонны. Соединители должны обеспечить соосность соединяемых секций, герметичность соединения секций обсадных колонн и проходимость по ним долот, инструментов и приборов. Наружные пакеры для обсадных колонн применяют с целью качественного разобщения и изоляции продуктивных горизонтов, близкорасположенных пластов с большим перепадом пластовых давлений, а также для предупреждения затрубных газонефтеводопроявлений. Они могут быть гидравлического или механического действия и срабатывают после достижения давления «стоп» в конце процесса цементирования. Заколонные гидравлические пакеры предназначены для разобщения пластов, двухступенчатого и манжетного цементирования обсадных колонн. Для предотвращения затрубных перетоков, газонефтеводопроявлений и разрушения цементного кольца в процессе бурения скважины под эксплуатационную колонну применяют гидравлические пакеры для герметизации башмака обсадной колонны. Разделительные цементировочные пробки используют для разобщения тампонажного раствора от бурового и продавоч-ной жидкости при цементировании обсадных колонн, а также получения сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора. Они делятся на нижние и верхние. Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно перед закачкой тампонажного раствора для предотвращения его смешивания с буровым раствором. Верхнюю пробку вводят в обсадную колонну после закачки тампонажного раствора и перед закачкой продавочной жидкости.

12.12. Основные каналы связи, используемые при исследовании скважин в процессе бурения. Виды каналов связи: электропроводный; гидравлический; электромагнитный, комбинированный. Электропроводной канал связи (ЭКС) Преимущества — это максимально возможная информативность, быстродействие, многоканальность, помехоустойчивость, надежность связи; отсутствие забойного источника электрической энергии и мощного передатчика; возможность двусторонней связи; не требует затрат гидравлической энергии; может быть использован при работе с продувкой воздухом и с использованием аэрированной промывочной жидкости. Недостатки: наличие кабеля в бурильной колонне и за ней, что создает трудности при бурении; затраты времени на его прокладку; необходимость защиты кабеля от механических повреждений; невозможность вращения колонны (неактуально при применении токосъемника, устанавливаемого под вертлюгом); невозможность закрытия превентора при нахождении кабеля за колонной бурильных труб. Гидравлический канал связи (ГКС) Телесистемы с ГКС отличаются от других наличием в них устройства, создающего в потоке бурового раствора импульсы давления. Для генерирования импульсов давления в буровом растворе используются несколько различных по типу устройств. Сигнал, создаваемый ими, подразделяется на три вида: положительный импульс, отрицательный импульс или непрерывная волна. Положительные импульсы генерируются путем создания кратковременного частичного перекрытия внутритрубного пространства клапаном, что приводит к повышению внутритрубного давления, этот всплеск (на 0,7сек) давления и является импульсом основного сигнала, который фиксируется датчиком давления, установленным в манифольд, а далее наземной аппаратурой входящей в комплект телесистемы. Отрицательные — путем кратковременных перепусков части жидкости в затрубное пространство через боковой клапан. В случае с «отрицательными» импульсами, клапан открывается и выпускает буровой раствор в затрубное пространство, и при этом происходит падение (на 0,7сек) давления. Регистрация импульса происходит таким же образом. Предпочтение в применении телесистем с ГКС базируется как на относительной простоте осуществления связи по сравнению с другими каналами связи, так и на том, что этот канал не нарушает (по сравнению с ЭКС) технологические операции при бурении и не зависит от геологического разреза (по сравнению с ЭМКС). Недостатки - низкая информативность из-за относительно низкой скорости передачи, низкая помехоустойчивость, последовательность в передаче информации, необходимость в источнике электрической энергии (батарея, турбогенератор), отбор гидравлической энергии для работы передатчика и турбогенератора, невозможность работы с продувкой воздухом и аэрированными жидкостями. Электромагнитный канал связи (ЭМКС) Системы с ЭМКС используют электромагнитные волны (токи растекания) между изолированным участком колонны бурильных труб и породой. На поверхности земли сигнал принимается как разность потенциалов от растекания тока по горной породе между бурильной колонной и приемной антенной, устанавливаемой в грунт на определенном расстоянии от буровой установки. К преимуществам ЭМКС относится несколько более высокая информативность по сравнению с гидравлическим каналом связи. К недостаткам — дальность связи, зависящая от проводимости и перемежаемости горных пород, слабая помехоустойчивость, сложность установки антенны в труднодоступных местах. Суть применения комбинированного канала связи - использование нескольких каналов связи одновременно. В телеметрической системе устанавливаются гидравлический пульсатор и электромагнитный передатчик. Информация принимается на поверхности обычным способом для этих каналов связи. По механическому каналу связи принимается информация по вибрации долота. Электропроводной канал может быть использован для частичного погружения в колонну бурильных труб или за трубами для приема и ретрансляции ослабленных информационных сигналов от телеметрической системы при больших глубинах.

12.13. Современные ориентируемые КНБК, применяемые при строительстве наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Стандартный управляемый двигатель включает силовой блок, через который закачивают буровой раствор для приведения в движение ротора, вращающего несущий вал и долото. Изгиб, задаваемый с поверхности, можно КНБК служит для управления траекторией бурящейся скважины. Можно установить в диапазоне от 0° до 4°, позволяя направить долото под совсем небольшим углом отхода от оси ствола; такое, казалось бы, незначительное отклонение играет определяющую роль в скорости наращивания угла. Значение кривизны ствола, задаваемое в месте изгиба, зависит от его угла, внешнего диаметра и длины двигателя, места расположения стабилизатора и размера УБТ относительно диаметра скважины. Изменение угла перекоса кривого переводника обеспечивается увеличением нагрузки на долото до определенного значения. Возможна установка стабилизатора с дополнительными лопастями, которые раскрываются при создании определенного давления циркулирующего бурового раствора. Управляемые двигатели осуществляют бурение в одном из двух режимов: во вращательном и направленном (скользящем). При вращательном режиме роторный стол или верхний привод буровой установки вращает всю бурильную колонну для передачи усилия на долото. В скользящем режиме бурильная колонна не вращается; вместо этого поток бурового раствора направляется на забойный двигатель для приведения долота в действие. В скользящем режиме вращается только долото, а невращающаяся часть бурильной колонны просто следует за направляющей компоновкойПри вращательном бурении изгиб буровой компоновки заставляет долото вращаться с отклонением от оси забойной компоновки, из-за чего ствол скважины имеет несколько больший диаметр и спиралевидную канавку. Стенки ствола получаются более шершавыми, что повышает скручивающие и осевые нагрузки на бурильную колонну, а также может вызвать проблемы при спуске в скважину оборудования заканчивания — собенно на длинных горизонтальных участках. Спиралевидная канавка в стволе скважины может также влиять на показания каротажного зонда. В скользящем режиме недостаток вращения создает другие сложности. Если бурильная колонна прилегает к нижней стороне скважины, буровой раствор движется вокруг трубы неравномерно, что ослабляет способность раствора по отводу выбуренной породы. Это, в свою очередь, может привести к образованию слоя выбуренной породы или накоплению обломков на нижней стороне скважины, что повышает риск прихвата трубы. Скольжение также снижает имеющуюся мощность для вращения долота, что в сочетании с трением скольжения уменьшает скорость проходки и повышает вероятность прихвата под действием перепада давлений. Существует 3 вида РУС: с отклонением долота («push-the-bit»), с направлением долота («point-the-bit»), гибридная система. В системе с отклонением долота («push-the-bit») наведение бурильной колонны в желаемом направлении производится путем нажатия на стенку скважины. В одной из версий такой РУС используется блок отклонения с тремя выдвижными башмаками, приводимыми в движение буровым раствором и расположенными возле долота для создания бокового усилия на пласт. Для увеличения угла каждый башмак, находясь в нижней части ствола, нажимает на нижнюю часть ствола, а для уменьшения угла каждый башмак, находясь в верхней части ствола, нажимает на верхнюю часть. Команды, направляемые буровиком в скважину при помощи телеметрии по гидроимпульсному каналу связи, определяют время и мощность срабатывания башмака. Блок управления, расположенный над блоком отклонения, приводит в действие поворотный клапан, который открывает или перекрывает подачу бурового раствора на выдвижные башмаки в соответствии с поворотом бурильной колонны. Система синхронно изменяет длину и контактное давление башмаков, когда каждый из них проходит определенную ориентирующую точку. Оказывая гидравлическое давление каждый раз при прохождении конкретной точки, башмак отклоняет бурильную колонну в обратную сторону, тем самым направляя ее в желаемом направлении. В системе с направлением долота используется внутренний изгиб для отклонения оси снаряда от текущей оси скважины и смены направления бурения. В такой системе точка изгиба находится в УБТ сразу над долотом. Системы с направлением долота меняют траекторию скважины путем изменения угла торца бурильного

инструмента. Траектория изменяется в направлении изгиба. Ориентация изгиба контролируется при помощи серводвигателя, который вращается с той же скоростью, что и бурильная колонна, но в обратном направлении. Это позволяет сохранять геостационарную ориентацию торца бурильного инструмента при вращении УБТ. Гибридная система. Не используются выдвигаемые наружу башмаки для оказания давления на пласт. Вместо этого четыре поршня привода внутри УБТ изнутри нажимают на цилиндрический поворотный хомут, который вращается на универсальном шарнире, ориентируя долото в желаемом направлении. Кроме того, четыре лопасти стабилизатора, расположенные на внешней части хомута над универсальным шарниром, оказывают боковое усилие на долото при контакте со стенкой скважины, что заставляет РУС работать в режиме системы с отклонением долота. Такая РУС имеет более низкий риск отказа или повреждения, поскольку все подвижные детали находятся внутри, что защищает их от воздействия неблагоприятной внутрискважинной среды. Такая конструкция также способствует увеличению срока эксплуатации РУС. Внутренний клапан, удерживаемый в геостационарном положении относительно торца бурильного инструмента, отводит небольшую часть бурового раствора на поршни. Этот буровой раствор приводит в действие поршни, которые нажимают на поворотный хомут. В нейтральном режиме клапан бурового раствора непрерывно вращается; таким образом, усилие бурового долота распределяется равномерно по стенке скважины, что позволяет РУС сохранять курс.

12.14. Строительство скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений. Аномальное пластовое давление - давление, действующее на флюиды (воду, нефть, газ), содержащиеся в поровом пространстве породы, величина которого отличается от нормального (гидростатического). Пластовые давления, превышающие гидростатическое (давление столба пресной воды плотностью 1000 кг/м3), по высоте равного глубине пласта в точке замера, называют аномально высокими (АВПД). Аномально высокое пластовое давление существует только в изолированной системе. Одним из главных факторов возникновения - температурный фактор. Обычно аномально высокие пластовые давления образуются при достижении глубины свыше 4 км и приблизительно превышают гидростатическое в 1,5 раза (реже когда больше), но не превышают значения геостатического давления. Особенности: - Градиент пластового давления приближается к градиенту гидроразрыва и градиенту горного давления, ограничивая пределы варьирования гидростатических и гидродинамических нагрузок на пласт. - Утяжеленные буровые растворы, применяемые в этих условиях, содержат большое количество твердой фазы и обладают высокими реологическими свойствами, что приводит к высоким гидродинамическим нагрузкам на пласт при проведении различных технологических операций в скважине. - Узкий коридор между градиентами давлений: пластовым, горным и гидроразрыва пласта приводит к тому, что бурение ведется на грани гидроразрыва пласта и газонефтепроявления. - Поскольку сумма гидростатических и гидродинамических нагрузок на пласт близка, а иногда и превышает давление гидроразрыва, то создаются условия для сильного загрязнения продуктивных отложений. - Высокие требования к обсадным колонным, противовыбросовому оборудованию.

12. 15. Геолого-технические проблемы строительства скважин в соленосных отложениях. Неупругая деформация солей и неравнокомпонентносгь горного давления являются физической основой всех геологических осложнений, смятий обсадных колонн, разрушений конструкции скважин, прорывов рассолов или углеводородов в межколонном и заколонном пространствах. Они значительно осложняют горно-геологические условия бурения и крепления скважин в солях и отличают их от нормальных геологических условий. На нефтяных и газовых месторождениях, приуроченных к соленосным бассейнам, существуют две зоны аномально высокого пластового давления (АВПД) разной природы и разной величины. Верхняя зона представляет собой соленосную толщу. Нижняя зона АВПД представлена подсолевой залежью углеводородов. Пластовое давление в ней, как правило, ниже, чем в верхней. Если в процессе бурения соленосная толща выведена из состояния упругого равновесия, то снизившееся в ней АВПД будет восстанавливаться со скоростью техногенной релаксации солей. Если же удержать соленосную толщу от перехода к неупругой деформации, то АВПД будет восстанавливаться с гораздо меньшей геологической скоростью релаксации солей. Это означает, что сочетание неупругой деформации соленосной толщи с АВПД ее флюидов создает непредвиденные отрицательные последствия, особенно при цементировании обсадной колонны, в виде прорывов флюидов через твердеющее цементное кольцо. Поэтому, наряду с официально практикуемым расчленением геологического разреза на зоны совместимых условий бурения по пластовому давлению, поглощению и гидроразрыву, одним из дополнительных требований к технологии строительства скважин должно быть регулирование деформации соленосной толщи. Из условия равновесия сил определяется плотность бурового раствора, потребная для бурения соленосной толщи. Процесс бурения соленосной толщи должен учитывать не только гидростатический характер распределения напряжений вокруг ствола скважины, но и тектоническую составляющую, а также различную величину предела пластичности соли при сдвиге в горизонтальных направлениях. Осложнения при бурении в солевых отложениях: соли, склонные к пластической деформации при нарушении естественного равновесия массива – прихваты БИ, деформаия ОК и лифтовых колонн. - межсолевые глины и галопелиты склонных к пластической деформации и обвалам – прихваты БИ, деформация ОК и лифтовых колонн. - солей, обладающих высокой растворимостью (бишофит, карналлит) – кавернообразование, деформация ОК и лифтовых колонн. - рапоносные горизонты – рапопроявления, прихваты БИ, деформация ОК и лифтовых колонн. Растворимость солей можно уменьшить путем: - применения нерастворимых сред – буровых растворов на нефтяной основе и гидрофобных эмульсий; - подавление растворимости одной соли другой в соответствии с закономерностями солевого равновесия; - перенасыщения буровых растворов солью (избыток соли в твердой фазе 5-10%) для исключения возможности растворения пластовой соли в призабойной зоне при более высокой температуре. При проходке соленосной толщи, с увеличением глубины скважины нарушается упругое равновесие горных пород в околостволъной зоне за счет нарастающей разности геостатического и гидростатического давления бурового раствора. Для предотвращения текучести солей необходимо определить минералогический состав, предел пластичности солей на сдвиг, перехода солей от упругой деформации к неупругой, а также скорость и уровень последней, реологические параметры горных пород, в частности каменной соли, которые находятся в прямой зависимости от пластовой температуры. С целью уменьшения сужения ствола при разбуривании солей необходимо: - соблюдать равенство скоростей пластического течения и растворения соли, которое достигается за счет смены типа и изменения плотности БР; - использовать способ бурения скважины «опережающим стволом»; - увеличить зазор между диаметрами долот и ОК на 0.05 м и по сравнению с общепринятым. Для снижения скорости пластического течения солей рекомендуется осуществлять многократные промыки скважины охлажденным раствором, который берется из запасных емкостей, с целью снижения забойной температуры. Прихваты БК, возникшие в результате пластического течения солей, можно ликвидировать путем смены БР на воду.

12.16. Расширяемые обсадные трубы и фильтры. Преимущества технологий с использованием расширяемых труб. 1. Водоизоляция, 2. Ремонт обсадки, 3. Зоновая изоляция, 4. Восстановление коррозийных повреждений. Виды расширяемых систем:

Первая диаграмма слева демонстрирует, как может использоваться пластырь для обсадных колонн для сохранения диаметра ствола скважины при ремонте повреждений обсадной колонны. При ремонте повреждений 7-дюймовой обсадной колонны, теряется только около 8/10-х дюйма во внутреннем диаметре. На второй диаграмме изображен цельный расширяемый пластырь для открытого ствола скважины. Расширяемые пластыри для открытого ствола скважины разработаны в качестве буровых, а не эксплуатационных пластырей, поскольку последующие обсадные колонны будут спускаться внутрь расширяемой системы и крепиться к секции колонны, находящейся над расширяемым пластырем. Мы спускаем пластырь в обсадную колонну, цементируем и расширяем его, что дает нам возможность минимизировать потери в диаметре ствола скважины, при этом наращивая длину колонны. На третьей диаграмме показан расширяемый хвостовик без потери диаметра для открытого ствола скважины. Расширяемый одноствольнаый хвостовик для открытого ствола скважины опускается ниже специального башмака стандартного хвостовика обсадной колонны и расширяется, при этом сохраняя такой же внутренний диаметр, как и у предыдущей обсадной колонныРасширяя обсадную колонну, эластомеры прижимаются к породе, тем самым создавая уплотнение. В качестве альтернативы эта система может цементироваться. Четвертая диаграмма показывает систему перекрывателя для открытого ствола скважины. В этой системе обсадную колонну спускают в скважину и расширяют до контакта со стенкой скважины для изоляции зоны потерь. Эта система может также использоваться для отсечения водопритоков или поддержки неустойчевого ствола скважины. Недостаток применения данной системы заключается в том, что ствол скважины теряет в диаметре. Конструкции расширяемых труб. В нижней части системы располагается контейнер, известный как «пусковое устройство», в нем размещается расширяющий конус. Это пусковое устройство изготовляется из тонкой высокопрочной стали и имеет более тонкие стенки, чем у расширяемых обсадных труб. Поскольку устройство имеет более тонкие стенки и его наружный диаметр соответствует отклонению от вертикали предыдущей обсадной колонны, оно может быть спущено в скважину через эту колонну. Разница в толщинах стенок пускового устройства и покрытой эластомерным материалом втулки подвески позволяет расширяющимся трубам примыкать к трубам предыдущей колонны и обеспечивать уплотнение в зоне контакта. Расширяемая колонна имеет увеличенный наружный диаметр нижнего конца, который превышает наружный диаметр подвесного устройства, из-за

большей толщины стенок. Внутренний диаметр труб расширяется до внутреннего диаметра пускового устройства, что обеспечивается расширяющим конусом. Система спускается через существующую обсадную колонну или хвостовик, располагается в интервале открытого ствола и затем расширяется в направлении снизу вверх. Когда расширяющий конус достигает зоны перекрытия расширяемым устройством предыдущей обсадной колонны, он начинает расширять специальную втулку подвесного устройства, обеспечивая прочное уплотнение между этими двумя колоннами

Преимущество технологий с использованием расширяемых труб. 1. Сохранение размера обсадки без потери размера ствола 2. Изолирует проблему, а не весь ствол 3. Уменьшение подвесок 4. Увеличивает финальный размер ствола 5. Значительная экономия

12. 17. Разобщение пластов. Цель и проблемы. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство: раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме); тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме). Если через башмак обсадной колонны в затрубное пространство продавливают весь тампонажныи раствор, то способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажныи раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине, то способ цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее распространенный способ многоступенчатого цементирования — цементирование в две ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необходимость не допустить проникновения тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны, расположенную в интервале продуктивного пласта; тогда этот интервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, установленной на обсадной колонне. Этот способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементирования потайных колонн и секций, поскольку тампонажныи раствор в этом случае закачивают по бурильной колонне, на которой спускают секцию или потайную колонну. Методы разобщения пластов. - цементирование; - надуваемые пакера; - гидравлические/механические пакера; - разбухающий пакер; - пакеры комбинированного действия; - расширяемые системы

13.1 Основные элементы фонтанной арматуры/трубной при подводном заканчивании. Подводный добычной комплекс — комплекс подводных устройств, систем и оборудования, предназначенный для обеспечения добычи пластовой продукции на морских нефтегазовых месторождениях с использованием скважин с подводным заканчиванием. Комплекс устьевого оборудования должен обеспечивать:  проведение операций по герметизации устья, а также разобщение межколонных пространств с контролем давления в них;  гидравлическую и механическую связь подводного устья с палубным оборудованием ПНК/ПБУ/МСП;  обнаружение куста подводных скважин и их расположение;  соединение других функциональных блоков ПДК с подводным устьем;  дистанционное управление режимом работы куста подводных скважин с контролем параметров их работы;  возможность нагнетания в скважину химических реагентов;  глушение, в том числе аварийное, каждой подводной скважины в кусте;  автоматическое перекрытие стволов подводных скважин в аварийных ситуациях;  защиту оборудования от коррозии и обрастания микроорганизмами;  проведение работ по обслуживанию, в том числе иремонтных, с применением ROV. Подводная УА, как правило, должна включать:  фонтанную елку;  трубную головку;  переводник для монтажа корпуса трубной головки на оборудовании донной подвески обсадных колонн;  крышку(колпак). На подводной УА могут устанавливаться также основные функциональные узлы, входящие в состав других систем ПДК. Конструкция подводной УА должна обеспечивать вертикальный доступ к трубному пространству (каналу НКТ) для проведения работ по вызову притока, подводу рабочей жидкости к SCSSV, а также для проведения ремонтных работ в скважине. Фонтанная елка должна обеспечивать герметизацию устья скважины, контроль режима ее операций по управлению и ремонту скважины. Фонтанная елка, как правило, включает в себя:  корпус моноблочного типа;  соединитель моноблока с корпусом трубной  головки;  задвижки/запорные клапаны;  направляющую раму;  стыковочные гильзы канала подъемной колонны НКТ;  боковые отводы с соединителями. 1 спускной инструмент донного кондуктора , 2 корпус спускного инструмента, 3 корпус спускного инструмента под давление, 4 спускной инструмент подвески обсадной колонны, 5 испытательное приспособление, 6 защитная втулка от износа, 7 уплотнительный узел затрубного пространства, 8 подвеска обсадной колонны, 9 защитная втулка от износ, 10 уплотнительный узел затрубного пространства, 11 подвеска обсадной колонны, 12 защитная втулка от износа, 13 уплотнительный узел затрубного пространства, 14 подвеска обсадной колонны,15 защитная втулка кожуха, 16 корпус устья под высоким давлением, 17 обсадная колонна, 18 корпус кондуктора низкого давления, 19 постоянный донный кондуктор , 20 временный донный кондуктор , 21 направляющая обсадная колонна, 22 морское дно, 23управляющие канаты

13.2 Расчет волновых нагрузок на подводные сооружения. СП 38.13330.2012 НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ СООРУЖЕНИЯ (ВОЛНОВЫЕ, ЛЕДОВЫЕ И ОТ СУДОВ)

НА

ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ

В своде правил установлены нормативные значения нагрузок и воздействий от ветровых волн, льда и судов на гидротехнические сооружения. Расчетная нагрузка должна определяться как произведение нормативной нагрузки на коэффициент надежности по нагрузкам γf, учитывающий возможное отклонение нагрузки в неблагоприятную сторону от ее нормативного значения. Расчетные элементы волн и ледовых условий на открытых и огражденных акваториях следует принимать на основе результатов инженерно-гидрометеорологических изысканий, многолетних натурных наблюдений и лабораторных исследований. Нагрузки и воздействия волн и льда на сооружения I класса, а также на сооружения других классов при расчетной высоте волн более 5 м, полученные расчетными методами, необходимо уточнять на основе натурных и лабораторных исследований. В качестве расчетного шторма следует принимать шторм повторяемостью для сооружений класса: I – 1 раз в 100 лет;II – 1 раз в 50 лет;III и IV – 1 раз в 25 лет. Различают следующие глубины: - мелкая вода d/L < 1/20- промежуточная 1/20< d/L<1/2- глубокая вода d/L>1/2L-длина волны d – глубина воды. При определении расчетных значений элементов волн на открытых и огражденных акваториях необходимо учитывать следующие волнообразующие факторы: скорость ветра (ее значение и направление), продолжительность непрерывного действия ветра над водной поверхностью, размеры и конфигурацию охваченной ветром акватории, рельеф дна и глубину воды. При динамических расчетах и оценке усталостной прочности элементов конструкций гидротехнических сооружений следует учитывать спектральную плотность ветрового волнения, характеризующую его нерегулярность. Воздействие шторма, в том числе в сочетании с течением, на дно акватории у основания гидротехнического сооружения должно оцениваться сравнением значений максимальной придонной скорости и неразмывающей (допускаемой) придонной скорости или соответствующих касательных напряжений, характеризующих грунт, слагающий дно, или материал, используемый для защиты дна от размыва и подмыва основания сооружения.

13.3 Расчет устойчивости на грунте и осадки подводных комплексов Расчет устойчивости Расчет проводиться при условии, что грунт является упругим телом. В этом случае возникающие напряжения должны быть меньше предельных. Для расчета необходимы следующие характеристики грунта:  Угол внутреннего трения – φ; Плотность грунта – ρ ; Коэффициент сцепления грунта – c ; Ширина ПДК Длина ПДК Вес ПДК Определяем критическую краевую нагрузку, используя формулу Пузыревского ест

кр

ест

Где ест – удельный вес грунта в условиях естественного залегания, Н/см3; t – глубина заглубления основания ПДК, см; Для обеспечения условий безопасной эксплуатации сооружения помимо расчета величины критической краевой нагрузки проводится расчет глубины распространения области предельно напряженного грунта по следующей формуле: (

ест

) (

) ест

(

ест

)

(2)

Где q – внешняя нагрузка на грунт, Н/см2; Удельный вес грунта рассчитаем по известной формуле: ест

Если внешняя нагрузка q ≤ qкр, то ни в одной точке основания, кроме краевых не возникает предельно напряженного состояния и нет никакой опасности для эксплуатационной надежности сооружения со стороны основания. Если это условие не выполняется необходимо заглубить основание ПДК, тогда потеря устойчивости будет устранена. Расчет осадки В основе метода определения конечных осадок лежит допущение – осадка является следствием более плотной укладки частиц грунта под воздействием сжимающих сил. Расчет осадки проводиться по методу послойного суммирования. Он предполагает 2 допущения: 1) грунт в основании сооружения делится на ряд полос, в пределах каждой из которых сжимающие напряжения остаются постоянными; 2) вводится глубина, до которой учитывается деформация грунта. Первым шагом рассчитываются напряжения в грунтовом массиве от равномерно распределенной нагрузки по следующей формуле: ∫

((

)

)

,

Где q – внешняя нагрузка, Н/см2; z – рассматриваемая глубина, см; x – расстояние от центра полосовой нагрузки, см; a = w/2 – половина ширины ПДК (половина ширины полосовой нагрузки), см; Для определения активной глубины hак – глубина, до которой учитывается деформация грунта, рассчитаем естественной давление грунта по формуле ест , а также 0.1 ест , которая при пересечении с графиком напряжений в грунте от внешней нагрузки даст значение активной глубины. Рисунок 10 - Распределение напряжений в грунте. Верхний – естественное напряжение, нижний – давление сооружения. По y – нагрузка, по х – глубина. На рисунке видна точка пересечения графиков естественного давления грунта и внешней нагрузки. Глубина точки А . Это значение примем в качестве активной глубины. Разделим активную глубину на 4 полосы шириной Δh. Расчет осадки проведем по следующей формуле: ∑ ак , Где s – осадка сооружения, см; e’ – коэффициент пористости грунта до приложения нагрузки, д.е.; e’’ – коэффициент пористости грунта после приложения нагрузки, д.е.; - ширина полосы, см. Величины e’ и e’’ по компрессорной кривой грунта (рис. 11) для значений σ’ и σ’’, то есть для: ( ) ест – бытового давления грунта и ест – суммарного давления от внешней нагрузки q и бытового давления. Рисунок 11 - Компрессорная кривая грунта по у Пористость, х - напряжение

13.4 Темплейты и манифольды, системы управления

Подводные комплексы: - эксплуатационные трубопроводы (манифольды) - устье скв (опорная плита и Фонтанка) - выкидные линии - система управления контроля Манифольд — система приемных/распределительных коллекторов и трубопроводов с разветвлениями, используемых для сбора пластовой продукции из скважин, распределения реагентов/инжектируемого газа для поддержания пластового давления, а также газлифтного газа по скважинам. Управление ПДК происходит через шлангокабель — элемент подводного добычного комплекса, включающий в себя комплекс электрических и оптоволоконных кабелей, шлангов, металлических/композитных трубопроводов, размещенных по отдельности или комплектно и защищенных полимерной/стальной оболочкой. Элементы управления:  Колпак фонтанной арматуры;  Панель дистанционно-управляемого аппарата  Дистанционно управляемый дроссельный клапан для регулирования дебета  Система мониторинга за положением рабочего органа дроссельного клапана  Расходомер влажного газа для индивидуального замера величины расхода газа и обнаружения наличия пластовой воды  Расходомер МЭГ для дозировки закачки МЭГ;• Датчик эрозии и инерции;  Акустический детектор песка;  Датчики давления и температуры (вниз и вверх по потоку от дроссельного клапана, двойное резервирование);

13.6 Подводные добычные комплексы и условия их применения на арктическом шельфе Системы подводной добычи впервые появились более четырех десятилетий назад при разработке углеводородных месторождений в американской части Мексиканского залива и на Калифорнийском шельфе. За прошедшее с тех пор время количество проектов с использованием подводной технологии распространилось на большинство районов мира, в которых проводится добыча на шельфе. По мере накопления опыта работ на месторождениях подводная технология постоянно улучшалась и совершенствовалась. При данном способе освоения, оборудование системы сбора и транспорта продукции, системы энергоснабжения, управления и телекоммуникаций расположены на морском дне. Системы подводного заканчивания применяют в сочетании со стационарными или плавучими технологическими платформами для разработки:  глубоководных месторождений;  малорентабельных месторождений, осваиваемых одной или несколькими скважинами;  периферийных участков нефтяных месторождений, которые невозможно дренировать наклонно-направленными скважинами с платформ. Для разработки крупных месторождений используют систему, состоящую из центрального куста скважин с подводным манифольдом, нескольких периферийных кустов скважин в сочетании с технологической платформой. Преимущества: 1. Продолжительность межледового периода позволяет пробурить скважины с помощью существующих апробированных буровых установок (ППБУ, БС). 2. Устья подводных скважин, арматуры и манифольды, системы управления и др. защищаются также традиционным способом. 3. Обеспечивается ускоренный вывод месторождения на проектную мощность за счет пуска в эксплуатацию ранее пробуренных с ПБУ скважин. 4. Подводная система становится независимой от ледовой обстановки, торосов, айсбергов и др. 5. Более высокая экономическая эффективность по сравнению с платформенным обустройством как в условиях незамерзающих, так и замерзающих морей. Недостатки: ограничивает мелководность (необходима защитная конструкция в ледовых условиях), при расстоянии более 300 км затрудняется дистанционное управление, сложность транспортировки без предварительной подготовки.

13.7 Обслуживание подводного оборудования на морском промысле. Как говорилось выше, проблема обслуживания подводного оборудования тесно связана с обеспечением его надежности. Обслуживание подводных и любых других систем основывается на одних и тех же принципах. Использование модульных систем предполагает применение опробованных компонентов, что поз­воляет извлекать их и заменять новыми. Однако в любой системе имеются уникальные, предназначенные только для данного месторождения компоненты. Они не извлекаются и служат в течение всего периода разработки месторождения. Другие части системы могут оказаться неисправными и потребовать ремонта или замены. Здесь, в принципе, возможны два подхода. Первый подход — обеспечение высокой надежности этих компо­нентов подводной системы. Второй подход заключается в проектировании системы таким образом, чтобы в случае отказа одних компонентов их функции могли взять на себя другие компоненты. Необходимо также расширить доступ к подвод­ному оборудованию водолазов и манипуляторов для прове­дения обслуживания и ремонта. Характер обслуживания подвод­ных систем, наряду с результатами анализа их рентабельности, должен учитываться при решении вопроса о применении подводной технологии. Водолазный комплекс — комплекс технических средств и оборудования, предназначенный для выполнения водолазных работ методами кратковременных спусков и длительного пребывания под давлением воздуха или искусственных газовых смесей Подводный дистанционно управляемый аппарат (ROV) — дистанционно управляемое и получающее электроэнергию по кабелю подводное техническое средство, способное перемещаться в толще воды и/или по грунту и выполнять определенные подводно-технические работы.

14.1 Причины аварийного фонтанирования нефти, газа на бурящихся скважинах. Аварийный фонтан - это неконтролируемое поступление нефти и газа на поверхность по стволу скважины, препятствующее проведению бурения и связанное с разрушением элементов оборудования и конструкции скважины. Зачастую аварийные фонтаны осложняются взрывами, пожарами, грифонами и т.д. Грифон - это неконтролируемое поступление нефти, газа и воды на поверхность по естественным и искусственным каналам, происходящее в результате нарушения естественной герметичности стволов скважин при бурении и эксплуатации. Чаще всего к неконтролируемому фонтанированию приводит отсутствие, неисправность или неправильное использование противо-фонтанной арматуры на устьях скважины. Признаки, по которым классифицируют фонтаны: По интенсивности притока продукции различают фонтаны:   

слабые, когда дебит скважины по газу не превышает 0,5 млн. м3/сут, а по нефти - 100 м3/сут; средние, когда дебит скважины по газу доходит до 1 млн. м3/сут, а по нефти - до 300 м3/сут; сильные, когда дебит скважины по газу превышает 1 млн. м3/сут, а по нефти - превышает 300 м3/сут.

Также фонтаны классифицируются по следующим признакам:      

по фазовому составу фонтана, по пластовому давлению, по глубине вскрытия продуктивного горизонта, по конструкции и состоянию ствола фонтанирующей скважины, по пространственной ориентации ствола фонтанирующей скважины, по степени осложненности фонтана. Геолого-технологические причины возникновения аварийного фонтанирования скважин.

Основной причиной аварийного фонтанирования при бурении скважин является внезапное или постепенное снижение противодавления на продуктивный пласт, создаваемого весом столба промывочной жидкости в скважине. Такая обстановка при бурении скважин может сложиться в результате: внезапного вскрытия скважиной газонефтесодержащего пласта с аномально высоким давлением, т.е. больше нормального гидростатического давления; 2. производства буровых работ с промывкой забоя жидкостью, плотность которой не обеспечивает необходимого противодавления на пласты; 3. падения уровня жидкости в скважине из-за несвоевременного заполнения ее при подъеме бурильного инструмента или поглощения промывочной жидкости хорошо проницаемым пластом, кавернами и трещиноватыми породами; 4. резкого снижения давления на пласт из-за быстрого подъема бурильного инструмента из скважины (поршневой эффект); 5. снижения плотности промывочной жидкости в связи с насыщением ее пластовой нефтью или газом. Начавшееся в таких условиях нефтегазопроявление в скважине переходит в аварийное фонтанирование, если: 1.

1. отсутствует или неисправно противовыбросовое оборудование на устье скважины; 2. неправильно используется противовыбросовое оборудование, что приводит к разрушению его герметизирующих элементов; 3. нарушена герметичность обсадной колонны и цементного кольца за ней, что приводит к выбросу нефти и газа по затрубному пространству. Более 70 % фонтанов произошло из-за нарушения технологического режима бурения и неправильной установки и эксплуатации превенторов

14.2 Предупреждение, обнаружение и ликвидация ГНВП при строительстве и эксплуатации морских скважин. Для предупреждения ГНВП в процессе бурения, кроме утяжеления БР и герметизации устья скважины необходимо выполнять мероприятия: 1)Не вскрывать пласты кот. Могут вызывать проявления без предварительного спуска колонны обсадных труб предусмотренных ГТН. 2)Долив скв. при подъеме БК должен производиться непрерывно для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока ПЖ или использовать дозаторы. 3) Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, что обеспечивает надежную герметизацию устья при борьбе с ГНВП. 4)При снижение плотности БР более, чем на 20 кг/м³ необходимо принимать немедленные меры по ее восстановлению. 5)Необходимо иметь 1,5 кратный запас раствора на скважинах в которых предполагается вскрытие зон с возможным ГНВП, а также продуктивных горизонтов на вновь разведуемых площадях и объектов; на газовых и газоконденсатных месторождениях и с аномально высоким давлениями. В остальных случаях резервное количество бурового промывочного раствора определяется исходя из конкретных условий и указанных в ГТН. 6)Т.к. колебания давления при СПО зависят от зазора между БК и стенками скв. следует избегать применения компоновок нижней части БК с малыми зазорами. 7) Колонну БТ необходимо поднимать только после тщательной промывки скв. при параметрах БР соответствующих ГТН. Промывать скв. следует при условии создания максимально возможной производительности насосов и при вращении БК. 8) Если при подъеме БТ уровень глинистого р-ра в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае БК необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скв., только после этого приступить к подъему инструмента. 9)Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей БТ устанавливают обратный клапан. Обнаружение ГНВП: 1)Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции. 2)Увеличение объема ПЖ в приемных емкостях при бурении или промывке скв. 3)Увеличение скорости потока ПЖ из скв. при неизменной подаче насоса. 4)Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при СПО. 5)Увеличение объема вытесняемой из скв. жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным. 6)Снижение уровня столба р-ра в скв. при технологических остановках или простоях. 7)снижение плотности выходящей из скв. ПЖ. 8)Повышение газосодержания и температуры ПЖ. 9)Изменения давления на буровых насосах при прочих равных условиях их работы. Ликвидация ГНВП: метод уравновешенного пластового давления. При ликвидации проявления забойное давление поддерживается несколько выше пластового на протяжении всего процесса. При этом поступление флюида прекратится вплоть до полного глушения. Существует 4-е способа осуществления этого метода: А)способ непрерывного глушения скважины: процесс вымыва и глушения начинают вести сразу на растворе с плотностью, необходимой для выполнения условия - Рзаб > Рпласт. При этом способе в скважине возникают наиболее низкие давления, следовательно, он наиболее безопасен. Однако для его осуществления необходимо иметь достаточный запас утяжелителя и средств быстрого приготовления раствора на буровой. Б) Способ ожидания утяжеления: после обнаружения проявления закрывают скважину и приступают к приготовлению раствора необходимой плотности и требуемого объема. Во время приготовления раствора держат постоянным давление в бурильных трубах, что обеспечивает постоянное пластовое давление при всплытии пачки флюида. Недостатком этого метода является необходимость правильного регулирования давления всплывающей пачки флюида, т. е. чтобы давления не превысили допускаемых оборудованием, а также возможен прихват бурильного инструмента, так как скважина остается без циркуляции. Преимущество этого способа над предыдущим заключается в том, что мы можем приготовить раствор одинаковой плотности, а также при этом способе будут возникать наименьшие максимальные давления, так как когда газ

еще не подошел к устью и тяжелый раствор начал заполнять КЗП, мы все больше и больше приоткрываем штуцер, следовательно, газовая пачка больше растягивается и теряет давление при подходе к устью. В)Способ двухстадийного глушения скважины. На первой стадии производится вымыв флюида из скважины на том же растворе, на котором получили проявление. Одновременно приступают к заготовке раствора с плотностью, необходимой для глушения скважины. На второй стадии глушения производят закачку в скважину утяжеленного раствора. Этот способ проще двух предыдущих, относительно безопасен, но при его осуществлении создаются наиболее высокие давления в скважине. Г)Двухстадийный растянутый способ. На первой стадии с противодавлением ведут вымыв поступившего флюида скважины на том же растворе, на котором получили проявление. После вымыва пластового флюида, не прекращая циркуляции, увеличивают плотность циркулирующего раствора до требуемой плотности и тем самым производят глушение проявляющего пласта. Этот способ применяют при отсутствии нужных для приготовления раствора емкостей. метод ступенчатого глушения скважины: к использованию этого метода прибегают тогда, когда при использование предыдущих методов возникают давления, превышающие допускаемые давления на устье.

15.1. Системы обслуживания объектов обустройства МНГМ. Их основные задачи. Системы обслуживания:  технологическая система (сбор,подготовка продукции,оборудование для бурения..);  подводное обслуживание;  морская система обслуживания (Нефтегапромысловый флот);  авиационное обслуживание. Основные задачи:  доставка на месторождение всех грузов снабжения, технических сресдтв,необходимых для проведения буровых работ и в процессе добычи нефти;  перевозка персонала;  вывоз УВ;  обеспечение безопасности плавания на трассах движения судов, маневрирования, швартовки и их загрузки в мосрких условиях;  обеспечение пожарной и экологической безопасности морского НГ промысла, а также спасение персонала в аварийных ситуациях. Задачи для подводного обслуживания:  Обеспечение доставки конструкторских материалов: монтаж подводных модулей, подъем на поверхность малогабаритного оборудования, засыпка,  Гидрологические исследования: обследование морского дна, обеспечение инженерногеологичсеких работ под водой;  Проведение ледовой разведки: контроль за подледными течением, определение последствий воздействий льда на подводную часть МНГС;  Обслуживание МНГС: обследование и ремонт частей платформы. Особенности морской системы обслуживания:  Разнообразие решаемых задач: транспорт нефти, обеспечение безопасноти, перевозка грузов и персонала;  Разнообразие технических средств: Челночный танкер,многофункциональные ледоколы, плавучие НХ, пожаро-спасательные суда, суда снабжения и др.  многофункциональность судов: - Многофункциональных ледокола-снабженца МФЛС: проводка челночного танкера, снабжение МЛСП,пожарные функции. - Челночный танкер: транспорт нефти, перевозка жидких грузов, топлива.

15.2.Нефтегазопромысловый флот: назначение, классификация. Использование нефтегазопромыслового флота на этапах освоения нефтегазовых месторождений. Важнейшей составной часть освоения МНГМ является использование НГП флота. Тех.срва для проведения ГРР: геофизич.суда, инженерно-геолог.суда, бур.уст-ки, бур.суда, Производственные мор. объекты: платформы, терминалы Многоцелевые, технологические платформы, полупогружная платформа, погружная платформа, TLP, SPAR, FPSO. Тех.ср-ва для транспортировки продукции: танкеры. ТС - для обеспечения экспл. объектов: суда снабжения, срва спасения, буксиры, ледоколы. Крановые суда, трубоукладчики. Нефтегазовый флот совокупность плавучих средств обслуживающих нефтегазовые морские месторождения. Классификация:  Геолого-геофизический (НИС, геолого-геофизические суда, суда обеспечения подводно-технических работ (проведение сейсморазведочных работ, инженерно-геологических исследований, топографическая съемка района работа). Водоизмещение современных НИС находится в пределах от 600 до 6000 тонн, среднее водоизмещение океанических судов составляет 4000 тонн, морских 1200 тонн. Суда для сейсморазведочных работ имеют водоизмещение 500-600 тонн, геофизические суда, предназначенные для шельфа открытых морей - 600 -1000т, а для прилегающих зон океана — 1100 -2000 т.  Поисково-разведочный флот (Флот для этапа разведочного бурения, ПБУ всех конструктивных типов, буксиры-постановщики якорей, суда обеспечения и снабжения Б У). Применяются ПБУ различных типов (Погружные БУ (глубина моря не превышает 20-25м), СПБУ(10-115м), ППБУ(свыше 100м), Баржи (на мелководье), БС(до 2000м)).  Флот для строительства промысловых объектов и обустройства месторождения (Крановые и Краново-монтажные суда, специальные суда и баржи для перевозки крупногабаритных оснований, металлоконструкций и свай, трубоукладочные суда и баржи, морские траншеекопатели, суда обеспечения подводно-технических работ, суда снабжения)  Эксплуатационный флот (Многоцелевые, технологические платформы, полупогружная платформа, погружная платформа, TLP, SPAR, FPSO)  Транспортный флот (Танкеры, Танкеры-метановозы, танкеры по перевозке сжиженного топливного газа)  Вспомогательный флот и флот снабжения (ледокольный флот, буксировочный, обеспечения материалами, транспорта людей);  Флот пожарной охраны и ликвидации ЧС (суда по тушению пожаров, спасательные суда, суда ликвидации ЧС) Технические характеристики судов: 1) Валовое, или полное, весовое водоизмещение равно весу вытесненной судном воды при загрузке судна до максимально допустимой осадки. 2) Чистое весовое водоизмещение судна равно весу вытесненной судном воды при отсутствии на судне людей, грузов, топлива, воды и судовых припасов. 3) Дедвейт (При вычете из дедвейта веса топлива, воды и судовых припасов, находящихся на судне, полученная разность составит чистую грузоподъемность— дедвейт-карго (dead weight cargo), т.е. вес груза, который может быть погружен на судно) 4) Осадка (расстояние от киля до поверхности воды) 5) Остойчивость (устойчивость судна к переворачиванию) 6) Габаритные характеристики 7) Глубина воды 8) Глубина бурения 9) Автономный срок работы - Дальность следования

15.3.Плавучие средства для подготовки, доставки и монтажа производственных объектов на морских месторождениях. Суда трубоукладчики, крановые суда, суда доставки грузов.

Виды плавучих средств: земснаряды, баржи, крановые суда 1.Земснаряд – это плавучая машина, оборудованная механизмами, агрегатами и устройствами для подводной разработки грунта, добычи, транспортировки его на необходимое расстояние с последующей укладкой. Земснаряды применяются в самых различных областях деятельности:  в дноуглубительных работах,  на разработке подводных траншей под закладку трубопроводов и кабелей, Земснаряды можно классифицировать по типу грунтозаборного устройства, применяемые при различных способах рыхления: свободные всасывающие наконечники; гидравлические мониторного типа; фрезерные; гидровибрационные, эжекторные. 2.Баржа – плоскодонное судно, оснащённое или не оснащённое двигателем, которое используется для перевозки грузов по воде. Это одно из основных средств перевозки грузов, на море. Различают баржи наливные (например, нефтеналивные) и сухогрузные. Для внутренних речных перевозок используют баржи грузовместимостью до 9,2 тысяч тонн, для морских перевозок – баржи грузовместимостью до 16,5 тысяч тонн. В России принято классифицировать баржи на: рейдовые, речные,системные Рейдовая баржа – баржа, предназначенная для коротких морских рейсов: для доставки нефтепродуктов на береговые нефтебазы с морских танкеров, лишенных возможности из-за большой осадки подходить близко к берегу Речная баржа – несамоходное судно, предназначенное для перевозок грузов по рекам. Баржи отличаются обтекаемыми формами оконечностей корпуса. По назначению разделяются на сухогрузные и наливные. Речные сухогрузные баржи делятся на: трюмные открытые, тентовые, трюмные закрытые, саморазгружающиеся, контейнеровозы и др. Корпуса речных барж изготавливаются из стали, железобетона, композитных материалов и дерева. Грузоподъёмность наливных барж достигает 9200 т.

Системная баржа – баржа, предназначенная для прохода через шлюзы плотин и каналов. Водоизмещение системных барж не превышает 1200 куб.м. Самоходная баржа - баржа с энергетической установкой, обеспечивающей ее движение. Самоходные баржи используются для перевозок грузов на рейде или в закрытой от волнения акватории. Mighty Servant 3 это крупнейший в мире тяжелый транспортный перевозчик. Его палуба составляет 40 метров в ширину и 140 метров в длину. Mighty Servant 3 была построена в 1984 году для голландской фирмы судоходства. Это класс полупогружаемых грузовых кораблей. У такого морского судна достаточно узкая специализация. Оно предназначено для перемещения негабаритных, чрезвычайно тяжелых грузов, таких как, секции морских платформ и нефтяных установок, подводные лодки, краны, суда, причалы и т. п. Причем погрузку и разгрузку обеспечивает самостоятельно, без дополнительных кранов. Это судно типа FLO/FLO (Float-on/Float-off). Когда на это транспортное судно необходимо погрузить какой-то неподъемный груз, сначала через 16 кингстонов балластные цистерны заполняют забортной водой и судно погружается на глубину до 26 метров. На это необходимо около 12 часов, а за это время в танки заливается до 77000 тонн воды. После стабилизации морского судна, начинается погрузка.

При помощи буксиров, груз толкают и удерживают над уровнем палубы, пока судно не поднимется в свое нормальное положение. Затем команда сварщиков крепит груз к металлической палубе. Крановое судно – судно специальной постройки, предназначенное для погрузки, транспортировки, выгрузки и установки крупногабаритных блоков и забивки свай при строительстве стационарных морских нефтегазопромысловых сооружений. Крановое судно — судно, несущее на себе крановое сооружение, предназначенное для выполнения специализированных грузоподъемных операций, в том числе монтажных, подводных, трубоукладочных. По конструкции верхнего строения плавучие краны разделяют на неповоротные, поворотные и комбинированные, которые в свою очередь также подразделяются на виды. Плавучие краны могут быть самоходными и несамоходными. Если кран должен обслуживать несколько портов или перемещаться на значительные расстояния — он должен быть самоходным. В этом случае применяют понтоны с корабельными обводами Thialf — полупогружной плавучий кран грузоподъёмностью 14200 т, установленный на платформу. Судно (вес 74117 т, тоннаж 131294 т) имеет два крана общей грузоподъёмностью более 14 200 метрических тонн, что делает его крупнейшим плавучим краном в мире, способным разместить 736 человек. Корпус судна состоит из двух понтонов с четырьмя колоннами каждый. Транзитная осадка составляет около 12 метров. Для подъёмных операций её дополнительно снижают балластом до 26,6 м

Судно-трубоуклачик – судно технического флота, применяемое для прокладки трубопроводов по дну водоемов (рек, озер, морей ). Трубоукладочная баржа представляет собой морское судно длиной до 180 м и шириной до 60 м. На палубе баржи размещаются:  участок для создания необходимого на период работы запаса труб;  краны для погрузки труб, различных материалов и выполнения монтажных работ, подъема трубопровода;  сварочные агрегаты;  установка для просвечивания стыков;  устройство для создания натяжения трубопровода;  силовое оборудование;  пост управления;  якорные лебедки. Современные суда – трубоукладчики способны укладывать трубопроводы S – методом (при скорости укладки 3-5 км/сутки): диаметром 1420 мм на глубину до 300 м; диаметром 810 мм на глубину до 700 м. Для глубин > 700 м применяется J – метод.

16.1.Основные положения морского права по определению акваториальных границ прибрежных государств Основными международно-правовыми зонами реализации национальных юрисдикций приморских государств являются: Внутренние морские воды – зона полного суверенитета приморских государств (заливы, бухты, губы, лиманы и проливы), занимают пространство в сторону берега от точки максимального отлива. Территориальное море - прибрежная акватория шириной 12 морских миль (22 км), отсчитываемых от точки максимального отлива. Внешняя граница территориального моря является границей приморского государства, за которой начинаются международные морские воды. Прилежащая зона – прилегающая к территориальному морю акватория шириной 12 миль (22 км), в пределах которой осуществляется контроль за соблюдением таможенных, фискальных, иммиграционных или санитарных правил, устанавливаемых законами приморского государства. Исключительная экономическая зона начинается за пределами территориального моря, а её значение определяется правами приморского государства на разведку, разработку и сохранение природных ресурсов акваторий. Ширина исключительной экономической зоны составляет 200 миль (370 км), отмеряемых от внешней границы территориального моря, а её внешняя граница определяет зону национальной юрисдикции, в пределах которой минеральные ресурсы являются собственностью прибрежного государства. Любая страна имеет право плавать в этих водах, но предупреждая об этои приморское государство и соблюдая его законодательство. Континентальный шельф – наименее отчетливо определяемая зона, устанавливаемая по ряду неоднозначно понимаемых и далеко не всеми государствами признаваемых критериев. В соответствии со статьей 76 «Конвенции по морскому праву» ООН (1982) «континентальный шельф» включает морское дно и недра акваторий, простирающихся за пределы территориального моря на всем его протяжении вплоть до континентального склона. Приморское государство может расширить свою экономическую зону за пределы 200 миль, но в границах подводной окраины континента, и обязано производить отчисления от получаемой прибыли в пользу международного сообщества. Критерии и способы расширения экономической зоны приморского государства на расстояние до 350 миль (648 км) могут быть различными, но в любом случае их обоснованность оценивается Комиссией ООН. Понятие «исключительная экономическая зона» и «континентальный шельф» на большей части площади российских акваторий пространственно совпадают. В соответствии с «Конвенцией по морскому праву», которую Россия ратифицировала в 1997 г., она имеет право претендовать на увеличение площади своей экономической зоны в Северном Ледовитом океане на 1.2 млн. км2 за счет прилегающей глубоководной подводной окраины континента: хребет Ломоносова (начинается от Сибирских островов, на него также претендует Канада), хребет Менделеева (от Чукотки, на него также претендует Канада). Для обоснования этих притязаний необходимо в течение 10 лет со дня подачи соответствующей заявки предоставить в комиссию ООН комплекс геолого-геофизических материалов, подтверждающих, что заявленная площадь соответствует подводной окраине наземной части РФ. На данный момент спор не решен. В 2013 планируется созыв комиссии ООН по решению данного вопроса.

16.2. Основные противоречия между арктическими государствами при разделении Северного Ледовитого океана. Суверенными правами на шельф Баренцева моря и водные пространства располагают Норвегия и Россия. Шельф этой части Арктики условно можно разделить на четыре части: 1) российская часть шельфа, 2) норвежская часть шельфа, 3) шельф Шпицбергена и 4) спорная зона. Площадь спорной зоны в Баренцевом море, по российским данным, равна 180 тыс. кв. км, а по норвежским – 175 тыс. кв. км, включая район площадью 20 тыс. кв. км в Северном Ледовитом океане. Территория архипелага и прилегающие к нему морские пространства, режим которых имеет спорный характер, составляют по норвежской методологии в совокупности 865 тыс. кв. км. Согласно мирной Парижской конференции 1920 г. суверенными правами на о.Шпицберген обладает Норвегия, но Россия имеет право заниматься коммерческой и научно- исследовательской деятельностью. Вопрос о своде Федынского не затрагивался. Долгое время он никого не интерисовал. Но как только запасы УВ Норвегии в Северном Ледовитом океане начали истощаться, вопрос о разделе территории встал остро. Первоначально Норвегия не желала даже обсуждать какие-то варианты решения, кроме отчуждения 175 тыс. км2 морского дна от России и перевода их под свою юрисдикцию. Этот спорный участок «появляется» если провести срединную линию, равноотстоящую от Новой Земли, Земли Франца-Иосифа, мурманского побережья - с одной стороны и от Шпицбергена, о. Медвежий, и собственно норвежского побережья - с другой. 12 ноября 2002 г. в ходе переговоров в Осло между президентом России Владимиром Путиным и королём Норвегии Харальдом V стороны изъявили готовность к сотрудничеству в освоении нефтегазовых ресурсов Баренцева моря. Это внушило новые надежды на то, что для «серой зоны» наступят более «радужные» времена. Однако конкретные направления достижения необходимых соглашений не освещались. На пресс-конференции в Осло В. Путин добавил только, что «все решения должны быть выверенными, тщательно ориентированными на достижение устойчивого баланса интересов» Окончательно 40-летний спор был урегулирован 15 сентября 2010 года в Мурманске, где в присутствии президентов двух государств был подписан Договор между Российской Федерацией и Королевством Норвегия о разграничении морских пространств и сотрудничестве в Баренцевом море и Северном Ледовитом океане. Согласно этому договору, России отошло 860 тысяч квадратных километров спорного участка, Норвегии — 510 тысяч. Россия отказалась от свода Федынского в пользу Норвегии в рамках укрепления партнерских отношений.

16.3.Международно-правовое регулирование прокладки подводных трубопроводов (на примере Голубой/Северный/Южный поток) «Голубой поток» - газопровод между Россией и Турцией, проложенный по дну Чёрного моря. Общая протяжённость газопровода — 1213 км, из них: сухопутный участок на российской стороне от города Изобильный, Ставропольского края до села Архипо-Осиповка Краснодарского края на побережье Черного моря длиной 373 км; морской участок от Архипо-Осиповки до терминала «Дурусу», расположенного в 60 км от города Самсун (Турция) длиной 396 км; сухопутный участок на турецкой стороне от города Самсун до города Анкара длиной 444 км. Диаметр трубы газопровода: равнинная часть сухопутного участка — 1400 мм, горная часть сухопутного участка — 1200 мм, морской участок — 610 мм. Трубопровод «Голубой поток» был построен в рамках российско-турецкого соглашения от 1997, по которому Россия должна поставить в Турцию 364,5 млрд куб. м газа в 2000—2025 гг. В 1999 году был подписан Протокол о взаимном применении сторонами льготного налогового режима к проекту «Голубой поток». Затраты на строительство составили $3,2 млрд. Контракт заключен на условиях "бери или плати", иначе говоря, Турция обязана принять законтрактованный объем газа либо оплатить его стоимость. 16 ноября 1999 года ОАО «Газпром» и Eni зарегистрировали в Нидерландах на паритетных началах российско-итальянскую компанию специального назначения Blue Stream Pipeline Company B.V. Сейчас эта компания выступает владельцем морского участка газопровода, включая компрессорную станцию «Береговая». «Северный поток» магистральный газопроводмежду Россией(Выборг) и Германией (Грайфсвальд), проходящий по дну Балтийского моря. Газопровод «Северный поток» — самый длинный подводный маршрут экспорта газа в мире. Владелец и оператор — компания Nord Stream AG. Объём газа, поставляемый по газопроводу «Северный поток» в 2012 году 55 млрд м³. В проекте участвуют Россия, Германия, Голландия и Франция; против его реализации выступали страны-транзитёры российского газа и страны Прибалтики. Цели проекта — увеличение поставок газа на европейский рынок и снижение зависимости от транзитных стран.Прокладка трубопровода начата в апреле 2010 года. В сентябре 2011 года начато заполнение технологическим газом первой из двух ниток.8 ноября 2011 года начались поставки газа. 18 апреля 2012 года была закончена вторая нитка.8 октября 2012 года начались поставки газа по двум ниткам газопровода в коммерческом режиме. Вторая нитка газопровода начала перекачку части топлива, которое ранее перекачивалось только по первой нитке. Оператор морской части (1128 км) — Nord Stream AG (швейцария, 51 % акций ГАЗПРОМ) «Южный поток»- российско-итальяно-французско-немецкий проект газопровода, который пройдёт по дну Чёрного моря из Анапского района в болгарский порт Варну. Далее его две ветви пройдут через Балканский полуостров в Италию и Австрию, хотя их точные маршруты пока не утверждены. Строительство газопровода началось 7 декабря 2012 года и по плану должно закончиться в 2015 году.Планируемая мощность Южного потока — 63 млрд кубометров газа в год. Оценочная стоимость проекта — 16 млрд евро. Изначально морской участок проекта планировалось поделить поровну между Газпромом и Eni, т.е. 50% каждой компании. С конца 2009 года начались официальные переговоры с французской компанией EDF Group и в июне 2010 года она вошла в проект с долей в 10 %. При этом предполагалось, что Eni отдаст французкой стороне 10 % от своей доли в компании, занимающейся строительством и эксплуатацией газопровода. «Газпром» настаивал на сохранении за собой 50 %. После переговоров, стороны задекларировали передачу EDF до 20 % в проекте[8]. В марте 2011 г. была опубликована информация о том, что немецкая нефтегазовая компания «Wintershall AG» собирается вступить в российский проект. В конечном итоге, в октябре 2011 г., в городе Амстердам была зарегестрирована компания South Stream Transport, акционерами которой являются «Газпром»( доля в 50%), «Eni» (доля в 20%), «EDF Group» (доля в 15%) и «Wintershall AG» (доля в 15%)

17.1.Особенности качества

подготовки

продукции

морских

месторождений.

Показатели

Процессы подготовки продукции морских скважин принципиально не отличаются от выполняемых на суше. Главным их отличием являются компоновка технологического оборудования в одноименном модуле, более плотное размещение всех аппаратов, чем на суше, где СНиПами предусматриваются достаточно большие интервалы между аппаратами и комплексами установок, а нефтегазосборные пункты могут отстоять от скважин на несколько километров. Морскими же нормативами на платформах предусматривается лишь возможность ревизии аппаратов и при необходимости их ремонт. Единой универсальной схемы промысловой подготовки добытой продукции не существует. Все схемы, почти каждая, в чем-то изменяются в зависимости от конкретных географических условий, характеристики добываемых углеводородов, пластовых давлений и т.д. Тем не менее современные технологические схемы сбора, подготовки и транспорта продукции морских скважин отвечают основным принципам — предупреждению потерь легких фракций, отсутствию контакта нефти с атмосферой и обеспечению наиболее полного отделения нефти от газа, воды и механических примесей. Технологические процессы подготовки нефти и газа сводятся к следующим основным операциям: разделение нефти, газа и воды; обезвоживание (иногда и обессоливание) нефти; хранение части подготовленной нефти; подготовка газа к транспорту; подготовка пластовой и морской вод для закачки в пласт. Требование к качеству газа предъявляется по так называемой точке росы по влаге, т.е. по степени глубины осушки газа. Кроме того, из газа, подлежащего закачке в пласт или транспортировке по подводному газопроводу, необходимо извлечь, по возможности, тяжелые углеводороды (в первом случае, чтобы сухой газ, преимущественно метан и этан, закачивать в пласт, а во втором — чтобы предотвратить выпадение тяжелых углеводородов по трассе, в связи со снижением температуры и давления газа). Поэтому точку росы по влаге принимают на 8-14 °С ниже самой низкой температуры, которая ожидается в подводном газопроводе высокого давления, с учетом дроссельэффекта, в особенности на конечном участке трубы. Значительно реже, если в газе двуокись углерода (СO2 — углекислый газ) выше 3%, в газопровод подают необходимые ингибиторы, хотя глубоко осушенный газ и не корродирует внутренние стенки трубопровода. Газ подвергается осушке на глубину извлечения влаги не менее чем на 10—12 °С ниже ожидаемой самой низкой температуры в газопроводе. Основным процессом подготовки нефти на море является обезвоживание нефти. Парафин и другие органические компоненты, как правило, не удаляются из нефти. Для этого создаются условия для поддержания этих веществ во взвешенном состоянии и транспортирования. Обезвоживание нефти осуществляется в блочных сепараторах-деэмульсаторах и герметизированных емкостях с использованием нагревателей и теплообменников. Процесс обезвоживания нефти является одним из большого числа операций по приему и измерению объемов продукции скважин, сепарации газа высокого и низкого давления, горячей сепарации, осушке газа и отбору пропан-бутановых фракций, их откачке или возврату в нефть, компримированию газа, многоступенчатому сбросу и очистке пластовой воды, ее закачке в пласт или сбросу в океан, осуществляемых на платформе. В районах с суровыми климатическими условиями (например, Арктика) применяются технологические блоки-модули, размещенные в обогреваемых производственных блоках, в которых размещаются необходимая контрольно-измерительная и регулирующая аппаратура, насосы, дозаторы и другое оборудование.

17.2.Сбор углеводородов на морских месторождениях Под системой сбора нефти, газа и воды на месторождениях понимают всё оборудование и систему трубопроводов, построенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки её до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды. Система сбора и подготовки скважинной продукции включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. Единой универсальной системы сбора нефти, газа и воды не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, формы, рельеф местности, природноклиматические условия, сетку размещения скважин, объемы нефти, газа и воды, физикохимические свойства пластовых жидкостей и другие. Для сбора нефти и газа должны осуществляться следующие операции: сбор продукции скважин; замер продукции каждой в отдельности скважины; сепарация нефти, газа и воды до определенного уровня в каждом отдельном случае; обезвоживание нефти и в некоторых случаях ее обессоливание с одновременной стабилизацией (с удалением значительной части легких углеводородов); осушка газа; товарный учет добываемой продукции; преимущественно раздельный транспорт нефти и газа. На выбор технологических операций, например, на платформе существенно влияет наличие или отсутствие береговой инфраструктуры, характер прибрежной территории, рельеф дна (трассы трубопроводов), близость к берегу, глубина моря, направление транспорта добываемых углеводородов и др. На выбор технологических решений влияют и другие существенные факторы: давление, при котором производится сбор продукции скважин; источники энергии высоконапорного сбора; кустование скважин; сбор продукции скважин; место подготовки продукции скважин; замер продукции скважин; количество сборных трубопроводов; транспорт, раздельный или совместный. Кроме того, в случае возможности подачи добываемой продукции непосредственно на берег значительно сокращаются объемы технологических операций на платформе (уменьшив тем самым ее площадь), используя при этом возможности совместного транспорта на берег по подводным трубопроводам не только нефти и газа, но даже и пластовой воды (так называемый трехфазный поток). В этом случае вся подготовка товарной продукции осуществляется на берегу, включая и очистку пластовой воды, которая либо возвращается на платформу для закачки в пласт, либо прямо на берегу закачивается в специальные скважины, пробуренные на водоносный пласт. Для каждого месторождения разрабатывают принципиальную технологическую схему сбора и подготовки к транспортированию продукции скважин, предусматривающую максимально возможное сокращение технологических операций и межблочных связей, исключения прокладки транзитных магистральных трубопроводов через блок-модули, выделение для них магистральных межблочных коридоров, применение модулепригодного технологического оборудования, в том числе и блочно-комплектного, рациональной единичной производительности (мощности) и функциональной завершенности каждого блок-модуля, резервирование технологического оборудования и его элементов, а также трубопроводов с учетом их надежности, применение эффективных теплоизоляционных материалов, вторичное использование и утилизацию тепловой энергии и энергии давления с помощью противоточных процессов, утилизационных котлов и трубопроводов, создание необходимых удобств, производственной санитарии и безопасности для вахтенного и обслуживающего персонала, защиту от воздействия суровых погодных условий, охрану окружающей среды от загрязнения, автоматизацию и управление технологическими процессами на базе микропроцессорной техники и ЭВМ.

17.3.Использование плавучих эксплуатационных систем для сбора, хранения, подготовки и транспорта углеводородов. Возможны несколько вариантов хранения и отгрузки конденсата с морской ледостокой платформы судового типа в случае выбора технологии полной подготовки газа на платформе и отсутствия специального трубопровода для транспорта конденсата на береговые сооружения. 1. Хранение стабильного конденсата в резервуарах, объём которых соответствует объёму добычи за 1,5–3-х месячный период, расположенных в корпусе морской платформы судового типа (FPSO). Отгрузка конденсата осуществляется с платформы в челночные танкеры. 2. Хранение стабильного конденсата в специальном, отдельно расположенном плавучем хранилище (FSO), в которое поступает конденсат с платформ второй и третьей Фаз Проекта. Отгрузка осуществляется с плавучего хранилища (FSO) в челночные танкеры с помощью специальных отгрузочных устройств.

17.4.Сбор и подготовка продукции на примере месторождений шельфа. Традиционно, освоение морских месторождений нефти и газа осуществляется по принципу минимизации материально-технических и финансовых затрат на промысловую обработку и отгрузку (перекачку) добываемой продукции: нефти, газа и газового конденсата с морской ледостойкой технологической платформы (МЛТП) на береговые сооружения. Это связано с тем, что затраты на оснащение МЛТП необходимым технологическим оборудованием, включая газоперекачивающие агрегаты и насосы, существенно больше соответствующих расходов на установку того же оборудования на берегу. В силу указанных причин на платформе осуществляется минимальный объем операций, необходимых для нормального функционирования морских трубопроводов, транспортирующих добываемую продукцию (газ + конденсат) на береговые сооружения. Применительно к условиям освоения морских газоконденсатных месторождений, минимально необходимыми операциями на газодобывающей платформе являются: разделение газоконденсатной смеси на газовую и жидкостную фазы; осушка газа и конденсата от влаги до кондиций, исключающих образование газовых гидратов в подводном трубопроводе; сжатие конденсата и газа перед совместной подачей в трубопровод. Подобные технические решения рассматривались при освоении Штокмановского газоконденсатного месторождения (ШГКМ). Добываемая газоконденсатная смесь разделяется на газ и конденсат при давлении 8,0…10,0 МПа. Уровень рабочего давления определяется возможностью осушки газа до требуемой глубины при использовании абсорбционной технологии, характеризующейся достаточно низким значением удельной металлоемкости оборудования на обработку единицы массы природного газа, а также возможностью одноступенчатого компримирования газа до рабочего давления в подводном магистральном трубопроводе. В качестве альтернативного варианта рассматривалась схема полной подготовки газа на платформе с применением технологии низкотемпературной сепарации (НТС), обеспечивающая снижение точки росы по воде до минус 25°С, а по жидким углеводородам до минус 18°С…минус 20°С, и однофазный транспорт кондиционного газа по подводному газопроводу диаметром 46 дюймов, с рабочим давлением около 140 бар. Реализация полной подготовки газа на платформе создаст условия для эксплуатации технологической системы «пласт–газосборная сеть–УКПГ–головная КС–подводный газопровод» на поздней стадии без строительства специальной платформы с ДКС. Технологическая система может эксплуатироваться в режиме постоянно снижающегося давления по всем элементам перечисленной цепочки вплоть до устьевого давления примерно 5,5 МПа (30-е годы эксплуатации), после чего необходима реконструкция головной КС с целью использования оборудования и машин для частичного компримирования входного газа. Реализацию такого сценария можно предусмотреть на стадии проектирования, тогда реконструкции не потребуется. На Приразломном месторождении все технологические операции - бурение, добыча, подготовка, сбор и хранение нефти и ее отгрузка на танкер - выполняются на МЛСП. На платформе предусмотрены трехфазные сепарационные установки, предназначенные для: гашения пульсации двухфазного потока; сепарации газа от жидкой части продукции; отделения нефти от свободной пластовой воды; сброса свободной воды.